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YPF Luz avanza con la construcción de más parques de generación renovable a lo largo del país. Tras tener casi 400 MW eólicos (repartidos entre Manantiales Behr, Los Teros y Cañadón León) y 100 MW fotovoltaicos operativos, la empresa continúa con el montaje de los cinco primeros aerogeneradores de su parque eólico General Levalle, de 155 MW de capacidad, ubicado en la provincia de Córdoba. 

Cada montaje implicó la instalación de cinco tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador (6,2 MW cada uno). Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. 

Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble.  Y hasta la fecha, el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. 

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total; y posteriormente comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

YPF Luz también está en proceso de construcción del parque eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría y que tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW mediante nueve  aerogeneradores Nordex Delta de 7 MW de capacidad cada uno, con un factor de carga estimado de 47%.

“La industria dio signos súper positivos de interés porque las energías renovables son una prioridad competitiva desde sus alternativas y cuando tenemos la posibilidad de realizar contratos bilaterales se traduce en desarrollo de proyectos. Por lo que estar con 218 MW en construcción es una clara señal que este sendero sigue”, señaló Santiago Sajaroff, responsable de Operaciones de YPF Luz, durante un evento en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

“El siguiente paso es generar vínculo con la demanda que hoy no participa del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), cómo lograr que esos usuarios puedan alinearse a esos recursos. Este es un desafío que tenemos en el corto plazo”, agregó. 

A ello se debe añadir que la compañía con más de diez años en el segmento de la generación de energía eléctrica busca vincularse con nuevas demandas y sectores, como por ejemplo la minería, a la par de estar atentos al avance de nuevas obras de transmisión eléctrica. 

Tal es así que Sajaroff reconoció que YPF Luz tiene en carpeta algunos proyectos de transporte y generación de energía renovable para abastecer la demanda minera, más allá del plan de exploración de litio en el norte, como es el caso de la provincia de Catamarca que tiene a Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) como concesionario.

“Estamos trabajando en un proyecto vinculado al sector minero, que por tamaños de demanda sí permite el desarrollo de la ampliación del sistema de transporte. Es totalmente relevante y parte de lo que buscamos en el desarrollo de proyectos”, manifestó.

“Asimismo, hay lugares con mejores recursos en donde no hay transporte disponible, pero con una red de transmisión con otras capacidades sí sería aprovechable. Eso no significa meramente grandes líneas, sino que también desde CADER realizamos un estudio compartido con todo el mercado para identificar ampliaciones de transporte y había una lista con obras relativamente menores. Por lo que hay oportunidades para mejorar el sistema de transmisión”, añadió.

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La presidenta de la Mesa Directiva de la Cámara de Diputados, Marcela Guerra Castillo, señaló la necesidad de mayor inversión en infraestructura del sector eléctrico nacional —que registra un incremento en su demanda del 3.5 por ciento anual—, en especial en líneas de transmisión y redes de distribución, con énfasis en las energías limpias y renovables.

Esto, con la finalidad de que México cuente con la electricidad que demanda la relocalización industrial (nearshoring) y aprovechar a tiempo el momento que se está viviendo a nivel internacional, a lo que debemos sumar el abasto de agua y mayor seguridad pública.

Guerra Castillo destacó que, en este momento geopolítico, es necesario que se aplique una política para que haya facilitación aduanera, mejores carreteras y puertos marítimos, porque sólo se cuenta con 65 para uso comercial de los 117 que existen en las costas mexicanas, en la Red 5G, y crear una política pública e industrial a largo plazo.

“Se requiere una inversión importante en líneas de transmisión y redes de distribución eléctricas, en propiciar mayor inversión en las energías limpias, renovables; tenemos que crecer muchísimo en energía, 3.5 al año, más lo que se espera de nearshoring”.

Según datos de la Secretaría de Energía (Sener), existen 9 mil megawatts en proceso de autorización, sólo por parte del sector público, más lo del privado, “lo que significaría crecer en un 10 por ciento más en el suministro”, dijo la presidenta de la Cámara de Diputados.

“Debemos de aprovechar la atracción industrial que hoy registra el país, pero se requiere generar orden en la inversión, economías de escala, competitividad y el cumplimiento de objetivos sociales”, concluyó.

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Genneia, la empresa líder en energías renovables en nuestro país, se reunió con el gobernador de Mendoza para compartir el nuevo plan de inversiones en la provincia. Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Alfredo Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Durante el encuentro, ambas partes conversaron sobre el plan de inversiones de Genneia en la provincia, el cual asciende a 250 millones de dólares y se ejecutará entre 2024 y 2025. El plan incluye la construcción de un nuevo parque solar en el departamento de Malargüe de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de US $90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. Este parque requerirá una inversión de 160 millones de dólares. 

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevee que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.

Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos mineros.

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, dijo el Gobernador Cornejo y también expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Bernardo Andrews, CEO de Genneia manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, Genneia alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

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Alrededor de 137 comerciantes se verán beneficiados con la nueva inauguración de la planta de generación fotovoltaica de la sede Granabastos del municipio de Soledad, Colombia.

La nueva planta de la reconocida central de almacenamiento y distribución masiva, de alimentos y productos de consumo básico, generará 120 mil kWh al mes, entre el 25 % y el 30 % de la demanda actual de energía de la central. Así los mayoristas, que utilizan las bodegas de Granabastos para almacenar sus productos agroalimentarios, podrán aprovechar las ventajas del uso de energía limpia y con principal énfasis en la reducción de los costos operacionales.

Como un gran hito regional para la transición energética, el parque solar eligió a Trina Solar, empresa líder en la fabricación de paneles y soluciones solares, para la instalación de 1.808 paneles solares monocristalinos de 665W, con una estructura de pilotes con soportes de aluminio anodizado, y la presencia de 4 inversores de 250KVA. Este proyecto de la empresa Solar Plus incluyó la construcción y montaje, pruebas y puesta en servicio, con el fin de conectar la estructura a una línea de media tensión subterránea con la subestación principal.

Con este sistema de paneles solares, la central, especializada en la prestación de servicios de almacenamiento agroalimentario y distribución comercial, podrá captar la cantidad máxima de energía durante las horas solares y convertirla en electricidad para la comunidad comerciante y administrativa del municipio, contribuyendo a la reducción de la huella de carbono y a la disminución de las emisiones de alrededor de 15 mil toneladas de CO2 durante sus 25 años de vida útil, consolidando la eficiencia operacional y medioambiental del proyecto.

“Como Trina Solar nos enorgullece saber que seguimos aportando a la transición energética de Latinoamérica y el Caribe. Sin duda, la instalación de esta nueva planta conducirá a la región a un desarrollo más sostenible siendo un ejemplo para que otro países y rubros imiten este enorme compromiso por la eficiencia, tanto económica como operacionales y energética”, señaló Harold Steinvorth, head de Generación Distribuida para Latam de Trina Solar.

El proyecto se venía ejecutando desde 2022 y se inauguró en la celebración por los 35 años de servicio comercialización, almacenamiento y distribución a gran escala de alimentos y productos de consumo básico de la central de abastos.

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Tras varios meses de trabajo conjunto y tras un acuerdo celebrado entre los representantes de las asociaciones de grandes usuarios de energía de Chile (ACENOR), Argentina (AGUERRA), Colombia (ASOENERGIA) y Panamá (AGRANDEL), las agrupaciones publicaron un documento conjunto cuyo foco está puesto en contribuir en el desarrollo de un sector energético que ponga al cliente como el centro de sus objetivos.

En el documento, las cuatro asociaciones de clientes eléctricos de América Latina, reconocen que la gestión integral de la demanda es fuente de alternativas costo-eficientes para el desarrollo de los sistemas eléctricos y describen el estado de la regulación vigente de gestión de la demanda en cada país.

La gestión integral de la demanda (GID) incluye no solo la eficiencia energética y las auditorías energéticas, sino también la proyección de autoabastecimiento con una canasta de energéticos, autogeneración y auto almacenamiento, así como cambios de comportamiento en el uso para optimizar los recursos y el costo energético, declara el escrito.

En el caso chileno, “sólo las empresas con activos de generación pueden acceder al mercado de corto plazo mayorista o mercado spot. Entre los servicios que puede proveer la demanda en materia de GID se encuentra el servicio complementario de carga interrumpible”, detalla el documento.

La normativa argentina, en tanto, tiene previsto un sistema de oferta de reducción de demanda como Gran Usuario (GU) interrumpible a solicitud del organismo encargado del despacho. “Actualmente, estamos trabajando en reforzar este esquema de reducción voluntaria de demanda que sea realmente impulsada por incentivos económicos”, declara AGUERRA.

“La GID es limitada en Colombia, pues cada usuario solo puede tener un comercializador suministrándole energía en una sola Frontera Comercial registrada, y no tiene acceso al Mercado de Energía Mayorista. No hay tarifas dinámicas, y el único esquema de participación es la DDV (Desconexión de demanda Voluntaria), para respaldar a generadores en sus Obligaciones de Confiabilidad.

Recientemente se aprobó otro mecanismo temporal de participación de la demanda en la bolsa que está provisional y en evaluación”, explican desde ASOENERGIA.

Para el caso panameño, “vemos con buenas luces las modificaciones que propone en la ley del sector eléctrico en la que se vislumbra una GID encaminada a través de la aparición de nuevas figuras como el comercializador”, explica AGRANDEL.

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Como secretario de Energía, Mulino designó a Juan Manuel Urriola, quien es ingeniero electricista, título obtenido en el Instituto Tecnológico de Monterrey, México. Posee, además, una Maestría en Administración, Especialidad en Finanzas del Instituto Tecnológico de Monterrey, México; un Postgrado en Administración de Proyectos (Project Management) de Carl Diusberg-Gesellgchaft (Alemania); un Postgrado en Ingeniería de Sistemas de Potencia de Westinghouse Electric Corp., Pittsburgh, Pennsylvania, EE.UU.

En su trayectoria profesional se ha desempeñado como consultor internacional del Departamento de Comercio y del Departamento de Estado, de Estados Unidos, así como delMercado Mayorista de Panamá y Centro América (EOR).

También ha ejercido el cargo de gerente general de la Empresa Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA); secretario de Energía de Panamá; y presidente de la Empresa Electro Technical Services y de la Empresa JMR Consultores.

Como administradora de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), Mulino designó a Zelmar Rodríguez. Posee una Licenciatura en Derecho y Ciencias Políticas de la Universidad Santa María La Antigua (USMA).

Además, cuenta con un Postgrado en Administración Estratégica de la Universidad Latinoamericana de Ciencia y Tecnología (ULACIT) y una Maestría en Administración de Empresas con Énfasis en Finanzas de la Universidad Latinoamericana de Ciencia y Tecnología (ULACIT). De igual manera, tiene un Diplomado de Mercado Eléctrico. World
Energy Council Panamá (WEC) y la Universidad Tecnológica de Panamá.

Rodríguez cuenta con una amplia trayectoria en el servicio público. Durante el periodo 1998-2002 se desempeñó como asesora legal en el antiguo Ente Regulador de los Servicios Públicos y de 2009 a 2011 como directora de Asesoría Jurídica de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).P osteriormente, de 2011 a 2014 ocupó la posición de administradora general de la ASEP.

Como gerente general de ETESA, el presidente electo designó al ingeniero eléctrico Roy Morales, quien cuenta con una experiencia laboral en las áreas administrativas y operativas del sector energético.

Morales obtuvo el título de ingeniero eléctrico de la Universidad de Texas, Arlington, Estados Unidos. Además, posee un diplomado de Alta Gerencia de la Universidad Santa María La Antigua.

En su carrera profesional ha desempeñado cargos en empresas locales e internacionales como Vopak, la Autoridad del Canal de Panamá, Grupo Suez y la compañía ABB.

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Semanas atrás, Enel Generación se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Y si bien la adjudicación del total licitado se ve como positivo, desde el sector remarcaron que el proceso dejó una serie de puntos claves a considerar para el impacto que en la evolución de los proyectos renovables, precios para el usuario final, participación del sector y mejoras para convocatorias futuras. 

“Si se quiere hacer la comparación justa de este proceso con los anteriores, al precio adjudicado (USD 56,679 MWh) se le debe añadir USD 15-20 MWh de los costos sistémicos que serán traspasados al cliente final; por lo que el precio verdadero rondará entre USD 70-80 MWh”, explicó una fuente cercana a Energía Estratégica. 

Ante ello, la gran pregunta es qué sucederá con el recurso que interpuso la Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) ante la Contraloría General de la República, para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistémicos que antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Para CONADECUS, ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía. 

“Por otro lado, la oferta de Enel está basada en el portafolio actual de la compañía, ya que en la declaración formal de la licitación no hay nuevos proyectos, sino que la empresa respaldará con su portafolio actual y los contratos que le expiran en el corto plazo. Esto significa que no habría nuevas inversiones mediante este proceso, considerando que una de las características de las anteriores licitaciones era ser de grandes impulsores de nueva infraestructura renovable en Chile”, plantearon desde el sector energético de Chile. 

La multinacional de origen italiano fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados  en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios; y dentro del paquete de proyectos, incluyó ocho hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco plantas térmicas a gas natural (1959 MW). 

Mientras que en cuanto al escaso interés en esta licitación, con el número más bajo de empresas participantes desde desde la Licitación 2013/01 (donde sólo hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta), desde la industria energética remarcaron que todavía no hay una certeza clara respecto a la aplicación del mecanismo del mecanismo de estabilización y de la evolución de la demanda futura para el suministro de los clientes regulados en caso que más usuarios puedan acceder al mercado libre.

“Recientemente se promulgó una nueva ley de estabilización que afecta a los contratos firmados con anterioridad a 2016 y es innegable que si hay una moción estabilizadora, tendrá que incorporar los contratos nuevos. Si pasamos por tres procesos de estabilización, quién garantiza que no se avecinará el cuarto, quinto y sexto. Por lo que la industria seguramente percibe ese temor y ello disuadió la participación de más agentes del sector energético”, manifestó la fuente cercana a este portal de noticias. 

“Además, el mercado regulado no está recibiendo ofertas, no hay competencia. Por lo que la protección que le queda a los clientes, al menos los industriales pequeños, es pasarse al mercado libre y para ello se necesita bajar el umbral de 500 kW a 300 kW. Ello implica que el pool de demanda de los procesos está abierto a un cuestionamiento que podría reducir la demanda dentro del mercado regulado, de al menos 8% si los clientes en cuestión son habilitados a entrar al mercado libre”. 

Y cabe recordar que Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de Chile recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre; en las cuales la Comisión Nacional de Energía advirtieron que habrá un impacto negativo en los contratos de suministro, pero desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) marcaron que el pasaje de clientes regulados a libres será paulatino y por ende no movería la aguja en el sistema.

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En Guatemala está latente el lanzamiento de la Licitación Abierta PEG 5 2024, que prevé la contratación de la potencia necesaria para el cubrimiento de la demanda firme y el suministro de energía eléctrica que garantice el requerimiento de las distribuidoras locales.

Si bien el runrún en estas instancias previas es que podría tratarse de una convocatoria entre los 1200 MW a los 1500 MW, lo que la ubicaría como la más grande de la historia en el mercado guatemalteco, desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aseguran que para brindar mayor claridad, en los próximos meses comunicarán los megavatios en juego.

“Si van a ser 1200 o 1500 y algo, todavía no lo tenemos definido porque estamos justamente en ese análisis”, declaró Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE.

Sí ratificó que como la Ley lo determina, al tratarse de compras de electricidad para satisfacer la demanda regulada, deberá ser un proceso completamente abierto. Por lo que efectivamente se tratará de una licitación internacional.

Al respecto, es necesario aclarar que como estos procesos de licitación son llevados a cabo por las empresas distribuidoras, la CNEE participará en las instancias de definición de los Términos de Referencia y posteriormente en velar por la calidad de suministro y por que la demanda de los consumidores sean satisfechas.

No obstante, a partir de la actividad que realice el regulador se puede estimar la fecha de inicio de la convocatoria que, según anticiparon autoridades salientes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene como fin, además de suplir la demanda creciente, incorporar nuevas plantas de generación para el 2030, ya que ese año se vencen los contratos por más de 1065 megavatios de las tres distribuidoras más importantes del país y esos contratos se deben sustituir por nuevas plantas.

“Según nuestro cronograma, nosotros vamos a terminar nuestro análisis hacia octubre de este año. Con lo cual, el proceso se abre y cerca de seis meses después -estoy hablando en el primer semestre del siguiente año- estarían adjudicadas o delimitadas las ofertas”, estimó Luis Romeo Ortiz Peláez, durante su participación en el evento online «Mercados eléctricos y la transición verde en Centroamérica«, organizado por The Inter-American Dialogue, Center for Latin American & Latino Studies y la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).

Respecto a las tecnologías que podrán participar, el comisionado presidente aclaró que por lo pronto no se prevén cuotas de participación ni privilegiar a una tecnología sobre otra.

“No ha habido necesidad de imponer cuotas dentro de los procesos de licitación, porque al final las cuotas van a estableciendo cierto nivel de privilegios. Lo que hemos observado es que ya los precios de las tecnologías renovables compiten perfectamente bien con otro tipo de tecnologías ya dentro de un mercado libre; con lo cual, no vemos necesario, por lo menos hasta el día de hoy hacer una asignación de cuotas, sino más bien hacer la cobertura de las curvas de carga de las distribuidoras aprovechando las características propias de cada una de las tecnologías”, concluyó.

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El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

Teniendo en cuenta que la matriz energética del país es principalmente hidroeléctrica, está no está siendo suficiente para suplir la demanda.

Para dar respuesta a esta problemática, en la última Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que los proyectos solares deben complementarse con sistemas de almacenamiento para otorgar “energía firme al sistema”.

Uno de ellos es Pablo Corredor, especialista en energías renovables y gerente de la firma PHC, quien comparte su visión en diálogo con este medio.

“De acuerdo a la demanda estimada para el periodo 27/28, la energía firme que se completaría con la subasta de cargo de confiabilidad está muy ajustada. Si la demanda sigue creciendo como lo viene haciendo en los últimos meses, el escenario es bastante pesimista y necesitaremos más energía firme”, explica.

De esta forma, el experto llama al gobierno a lanzar una nueva subasta lo más rápido posible: “A los proyectos de energía solar hay que complementarlos con almacenamiento. Para ello es necesaria una subasta nueva relativamente rápido, este año o antes del primer semestre del año 2025. No hay señales concretas de que vaya a llevarse adelante, pero si hay indicios de que será necesaria”. 

Además, Corredor sugiere una serie de medidas que ayudarían al gobierno colombiano a combatir el déficit energético que afronta.

“Hay que hacer un análisis estructural y sistémico de todo el mercado analizando cómo se comporta en escenarios normales y de crisis. Desafortunadamente, la regulación ha dado señales que han hecho que el mercado de contratos sea deficitario. Al ser deficitarios, no es fácil que todo el mundo se cubra y no quede expuesto a la bolsa”. 

Según el especialista, los resultados de la subasta de cargo por confiabilidad y la medida de prohibir el pago lo contratado rigibilizando los contratos redujo aún más la oferta de contratos. 

Una solución a esta problemática planteada por Corredor es la implementación de mercados híbridos adaptados a la realidad colombiana. Para ello, trabajar en la regulación de los servicios complementarios es un punto importante. También propone aprobar otras plataformas estandarizadas de negociación de contratos. 

Por otro lado, sugiere revisar los criterios de expansión de distribución: “Hay que optimizar la red dadas las fuentes intermitentes. La UPME se ha enfocado mucho en la conexión de los proyectos pero no se ha avanzado lo suficiente en la expansión misma de la red. Se necesita una mirada muy abierta que abarque puntos de vista financieros, económicos y ambientales, dejando de lado la ideología política”. 

A su vez, el especialista asegura que es menester promover mucho más la competencia a nivel de mercado mayorista y minorista a través de tarifas asequibles. En tanto a este último, afirma que es súper importante eliminar las barreras que frenan la generación de pequeña escala y generación distribuida. 

“Para salir adelante hay que reconstruir la confianza. No se trata de cambiar todo, sino más bien hacer un análisis detallado para realizar los ajustes necesarios en los momentos apropiados”, concluye.

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Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, participó del ciclo de entrevistas con líderes organizado por Future Energy Summit (FES). Allí, el ejecutivo compartió su lectura sobre el momento que atraviesa el mercado dominicano y la dinámica que mantiene Ennova para continuar impulsando el crecimiento del sector eléctrico.

La empresa que acumula en el orden de 700 MWp en contratos con proyectos renovables operativos, durante este año avanza en la construcción de unos 300 MWp adicionales que se encuentran en diversas etapas de ejecución. Por lo que el referente de ENNOVA espera superar la cifra de 1 GW durante este año.

Para los años siguientes, la expectativa es mantener el pipeline de proyectos con nuevas iniciativas que se van sumando debido a las condiciones favorables que atraviesa República Dominicana.

“La economía tuvo un crecimiento interanual sobre un 7% y hay sectores muy dinámicos. De manera particular, el sector eléctrico creció casi un 6% y creo que eso va a continuar en ese ritmo”, consideró Rafael Burgos.

El progreso de actividades productivas en el país vendría acompañado de un aumento sostenido de la demanda en el sistema eléctrico; por lo que el parque de generación deberá acelerar su ritmo de desarrollo para dar respuesta.

“Todos los sectores están experimentando un crecimiento importante y, en un momento donde hay tanta convulsión política en tantos países, ser un país donde haya estabilidad política, macroeconómica y garantía del estado de derecho pues creo firmemente que es un buen destino para invertir. Por eso, aprovecho esta ocasión para invitar a todos aquellos que tengan la inquietud a visitar el país y a conocer un poco más para evaluar oportunidades en distintos sectores”, expresó Burgos.

Por lo tanto, visualizando una expansión de la economía y un crecimiento de la demanda asociado, la certeza es que en los siguientes años se mantenga una dinámica de mercado abierta a nuevas inversiones en el sector renovable.

Ahora bien, el referente empresario reconoció que hay puntos de mejora que se podrán trabajar desde las agencias del Estado nacional y gobiernos locales para facilitar la incorporación de nuevos proyectos.

¿Qué mejoras en el proceso de permisos plantean para nuevos proyectos de generación renovable y subestaciones eléctricas asociadas? ¿Qué retos identifican en los primeros proyectos con soluciones de almacenamiento en baterías? Fueron algunas de las preguntas abordadas durante el ciclo de entrevista con Líderes.

Accede a las declaraciones completas de Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, en el video disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES).

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El miércoles 5 de junio fue lanzada la plataforma Financial Service Assistance, la cual busca ser el vínculo entre los proyectos de producción y uso de hidrógeno renovable y financistas, mediante una asesoría internacional especializada en este tipo de iniciativas. 

Los desarrolladores y propietarios de proyectos de hidrógeno pueden solicitar servicios de consultoría personalizados para la preparación de modelos y planes de negocios, para así mejorar sus posibilidades de obtener financiamiento.

La iniciativa es parte del Proyecto Team Europe RH2, cofinanciado por la Unión Europea (UE) y el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania e implementado por la agencia alemana GIZ y la agencia española AECID, y ayudará a los desarrolladores a diseñar una estrategia personalizada para sus proyectos de hidrógeno renovable. 

De esta forma Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2 explica que “este es un servicio gratuito que hemos diseñado junto con el sector público y privado y que viene a apoyar u optimizar la estrategia financiera de los proyectos, de cara a las entidades financieras”.

Por su parte, Ewout Sandker, jefe de Cooperación de la Delegación de la UE en Chile señala que «sabemos que uno de los desafíos más relevantes para impulsar el desarrollo de la industria del hidrógeno es el financiamiento de los proyectos. Nos parece muy relevante esta iniciativa, que entrega una herramienta muy útil y oportuna para apoyar a los desarrolladores de los proyectos con sus estrategias de financiamiento, llevando a la concreción los proyectos pioneros de hidrógeno renovable”. 

Como la información financiera de los proyectos es sensible, para el trabajo de los asesores con los proyectos, se ha creado una plataforma, que cuenta con un sistema de seguridad de autentificación, encriptación de datos y JWT (Json Web Tokens), para así garantizar la seguridad de los datos que ingresen a este servicio.

Este servicio estará disponible a partir del 5 de junio del año 2024 en el sitio 4e Chile https://4echile.cl/financial-service-assistance/ 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión presentadas por promotores (empresas de transmisión y generación), a considerar en el proceso de análisis de obras asociados al Plan de Expansión Anual de la Transmisión del 2024.

Durante el proceso, 40 entidades presentaron 304 obras, tanto para ampliar la red nacional y los segmentos zonales mediante la construcción o expansión de líneas de transmisión, subestaciones eléctricas, nuevos equipos de compensación estática de reactivos, sistemas de control de flujo y hasta proyectos de almacenamiento BESS. Y a continuación se detallan algunas particularidades de esta convocatoria. 

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) fue el organismo con el mayor número de obras propuestas, con un total de 91 proyectos por un valor de inversión referencial total de MMUSD 1028., correspondientes al reporte del proceso de planificación de la transmisión 2024, lanzado en enero del corriente año (ver nota)

El Coordinador planteó 13 obras nacionales (9 nuevas y 4 de expansión) por  y 232,9 kilómetros de longitud que sumarían 5100 MVA de capacidad; más 78 proyectos zonales (13 nuevas obras y 55 de ampliación) que en conjunto aportarán alrededor de 4606 MVA de nueva capacidad de transformación. 

Transelec es la segunda entidad con más iniciativas presentadas (26), que contemplan sistemas de control de flujo, nuevos transformadores y el aumento de capacidad de transformación por alrededor de 3900 MVA en 542 kilómetros de líneas de transmisión.

La empresa que recientemente se adjudicó dos proyectos en la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión de Chile, también propuso la incorporación de un equipo de almacenamiento BESS (3,51 MW / 17,55 MWh por 5 horas) en la subestación Chañaral 23/13,8 kV, que se conectaría a través de un convertidor grid-forming y que se diseñe para que opere al menos 4 veces al año.

CGE Transmisión fue la tercera firma con el mayor número de sugerencias dentro del proceso (25), que incluyó nuevas subestaciones en los Sistemas de Transmisión Zonal A, B y E, además de otras como ampliaciones de subestaciones y refuerzo de la línea de transmisión 1x66kV Buenavista-Curicó. 

Por otro lado, AES Andes manifestó la importancia de un sistema BESS dentro de sus 8 propuestas; puntualmente una batería con capacidad de almacenamiento de 200 MW y 20 minutos de duración instalada en la Subestación Ancoa, como parte del proyecto que abarca la subida 500 kV en Subestación Buli a Tramo Charrúa – Ancoa + 1 TR SE Buli + Cambio conductor tramo 1x154kV Buli – Parral. 

Mientras que la multinacional francesa EDF apuntó a obras de transmisión para la conexión de su parque híbrido (eólico + solar + storage) que sumará más de 600 MW de potencia, en pos de mitigar riesgos de vertimiento ante fallas en la transformación de 500/220 kV 

El proyecto en cuestión considera un nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV 750 MVA, una unidad de reserva monofásica de 250 MVA y los respectivos paños de 220kV y 500kV, más el espacio en barra para la conexión de nuevos proyectos en la zona.

Además, la firma Parque Eólico Guayacán SpA planteó la construcción de una nueva seccionadora al sur de la S/E Don Goyo de 220 kV, subestación de tipología interruptor y medio que permitirá la conexión de la central renovable Guayacán; entre otras particularidades de esta convocatoria,

¿Cuáles son los próximos pasos?

Una vez la Comisión Nacional de Energía de Chile solicite antecedentes adicionales a los promotores y se actualice el informe del Coordinador, la CNE procederá a realizar el análisis de los proyectos según la metodología y etapas establecidas en el Reglamento, para luego emitir el Informe Técnico Preliminar, previsto para diciembre del corriente año. 

Tras ello, se podrán presentar discrepancias en el Panel de Expertos para dar con el informe técnico definitivo que resulte en los decretos de expansión del sistema (mayo – julio 2025) y que éstos abran las puertas a las licitaciones públicas correspondientes por parte del Coordinador Eléctrico Nacional en el transcurso de los meses siguientes.  

La entrada CNE recibió más de 300 propuestas para ampliar el sistema de transporte de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Resolución 40042, expedida el 7 de febrero de 2024 por el Ministerio de Minas y Energía (MME), establece lineamientos para modificar la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos de energía renovable y ajustar los esquemas de garantías. 

Si bien la CREG tenía un plazo de tres meses para regular lo dispuesto en los numerales 7.1 y 7.2, con el 7 de mayo del 2024 como fecha límite, está en mora de cumplir con lo ordenado.

En este contexto, expertos del sector alertan que esta demora en la regulación podría traer serias complicaciones en la industria renovable.

Uno de ellos es Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala, quien en exclusiva con Energía Estratégica, explica las consecuencias de la actitud del órgano regulador y enfatiza en la necesidad de acelerar los ajustes normativos necesarios para garantizar la viabilidad de los proyectos FNCER y apoyar la transición energética de Colombia.

¿Qué efectos negativos puede tener para Colombia esta mora de la CREG?

 Muchos proyectos, por diferentes razones ajenas a los mismos, no pueden cumplir las Fechas de Puesta en Operación (FPO). Esto podría resultar en la pérdida de la autorización de conexión, un proceso largo y complejo de obtener, causando que los inversionistas pierdan todo su capital y la confianza en el gobierno colombiano. Esto sería percibido como una abierta injusticia. 

Además, la falta de cumplimiento de la Resolución 40042 de 2024 del MME por parte de la CREG está afectando la credibilidad en el proceso regulatorio y en la capacidad del gobierno para apoyar la transición energética. Esta mora podría resultar en una avalancha de proyectos que no se construirán, lo cual incrementa la desconfianza en este sector y en las instituciones gubernamentales responsables.

¿Por qué motivos cree que la CREG está demorando esta regulación y cuando cree que saldrá?

 Esa es la pregunta que nos hacemos todos. Al parecer, los problemas de gobernanza y de coordinación han sido un factor significativo en esta demora. La falta de acciones por parte de la CREG refleja una desconexión entre las políticas gubernamentales y la implementación regulatoria efectiva.

Dada la urgencia y la importancia de esta regulación para la viabilidad de los proyectos FNCER, se espera que la CREG actúe de inmediato para solucionar esta situación.

¿Cómo deberían ser los lineamientos de la regulación para garantizar la viabilidad de los proyectos FNCER y apoyar la transición energética en Colombia?

 Si bien se deben mantener las garantías actuales, que son diez veces más altas que las anteriores, los requisitos para mover las FPO deben ser más flexibles y las causas de dichos cambios más amplias. 

En caso de que el interesado no desee proporcionar explicaciones, debería tener la opción de aumentar el valor de la garantía acorde al tiempo que necesita. No debería perder la conexión por un incumplimiento de la FPO. 

La regulación debe permitir ajustes razonables en las FPO sin penalizar excesivamente a los desarrolladores de proyectos, promoviendo así un entorno más favorable para las inversiones en energías renovables. Además, se deben establecer procedimientos claros y transparentes para el ajuste de las FPO y el manejo de las garantías.

¿Qué tan necesario es ajustar los esquemas de garantías y cómo deberían ser?

 Es muy necesario ajustar los esquemas de garantías actuales, ya que las condiciones son extremadamente riesgosas. Se deben proporcionar mayores garantías y seguridad, además de flexibilizar el cambio de las FPO. 

Estos esquemas deben reflejar el riesgo real de los proyectos y ofrecer opciones para ajustar las garantías sin poner en riesgo la viabilidad del proyecto ni la autorización de conexión. Ajustar estos esquemas es crucial para fomentar la inversión y asegurar que los proyectos FNCER puedan desarrollarse y operar de manera sostenible y efectiva.

En conclusión, si no se ajusta el tema de las FPO y garantías, desde EGAL estamos seguros que tendremos una fuga inmensa de capitales del sector de renovables.

Además, las garantías ya se aumentaron por 10 para evitar especulaciones, por lo tanto, todos los que tienen garantías actuales están demostrando la seriedad de sus proyectos con montos importantes.

 Si bien debemos asegurarnos de que los proyectos se construyan y presionar para que así sea, el Estado, antes de amenazar e intimidar con hacer efectivas las garantías, debe ayudar y colaborar para que los inversionistas, desarrolladores y toda la cadena puedan llevar a feliz término los proyectos, evitando aprovechamientos y riesgos innecesarios.

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Hace poco más de un mes se llevó a cabo el Congreso Mundial de Energía en la ciudad de Rotterdam (Países Bajos) y, allí, Argentina contó con representantes nacionales a través del programa Future Energy Leaders del World Energy Council (WEC), con el que se busca apoyar y promover a jóvenes profesionales y futuras generaciones del sector.

Nicolás González Rouco, country manager del Grupo Martifer, y Mariela Colombo, senior consultant de Calden Consultoría, fueron dos de las personas elegidas para integrar el programa FEL-100 y, tras su retorno del Congreso, analizaron las tendencias que observaron desde Europa de cara a la evolución energética en Argentina y la región. 

“La temática estuvo vinculada a la unión de representantes del ámbito público y privado de todos los países, con foco en los nuevos sistemas energéticos necesarios para la transición; pero priorizando a las personas, sus necesidades y el concepto de justicia y equidad en el acceso a la energía”, coincidieron en diálogo con Energía Estratégica.

Es por ello que plantearon que se trató el rediseño del sistema energético global a partir de tecnologías más limpias e innovadoras, como por ejemplo el almacenamiento o el hidrógeno más allá de las energías renovables no convencionales, pero con la importancia (y desafío) de que la población debe acceder a la energía básica. 

“Algunos temas más interesantes debatidos estuvieron relacionados con la captura de carbono, la continuidad (o no) de la energía nuclear, así como el avance del hidrógeno verde y la complementariedad con otros combustibles gaseosos y cómo las empresas energéticas pueden ayudar en la transición”, apuntó González Rouco. 

“Todo ello desde el lado de cómo socialmente puede generar un efecto derrame y que más personas tengan acceso a la energía y de manera más eficiente y limpia”, complementó Colombo

Dentro de esos aspectos advirtieron el posible de Latinoamérica como una región exportadora para abastecer futuras demandas del mundo, como puede ser con el hidrógeno verde y sus derivados; pero también el propio desafío de cómo movilizar la economía regional, generar más empleo y aportar un valor agregado mediante esos recursos energéticos. 

Aunque los seleccionados para el programa Future Energy Leaders del WEC dejaron en claro que también es necesario contar con políticas para fortalecer la propia región y que posicionen a LATAM con un mayor peso geográfico ante los ojos del mundo. 

“Latinoamérica no puede ser sólo una región que provea soluciones para el resto, sino que se deben ofrecer soluciones para la propia LATAM. No sólo exportar los recursos, sino buscar la forma de agregar valor, lograr crecimiento económico y mejorar la calidad de vida de las personas. 

“Argentina seguirá desarrollando y produciendo gas natural, pero a mediano y largo plazo es necesario considerar formas de descarbonizar y bajar la intensidad de carbono y del sector del oil & gas mientras se buscan otras alternativas o se integran con otras tecnologías como las renovables o el hidrógeno. Argentina, al ser un país con gas natural, renovables y nuclear, cuenta con desafíos diferentes a comparación de otros países de la región y, por tanto, se debe revisar cómo coexisten esos recursos y cómo optimizar la complementariedad”, insistieron 

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TotalEnergies planea seguir crecimiento en el sector de las energías renovables de Argentina y buscará hacerlo a través del Mercado a Término (MATER), donde recientemente la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista SA (CAMMESA) adjudicó casi 1300 MW con prioridad de despacho. 

“Espero que antes de fin de año podamos estar en alguna ronda del MATER. Trabajamos para ello y seguimos apostando por la energía solar y eólica, sumado a que también evaluamos algunos proyectos de otras tecnologías”, confirmó Martín Parodi, managing director de TotalEnergies. 

“Estamos con varios proyectos en desarrollo en el norte y sur del país e intentamos encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema”, agregó durante un evento. 

La compañía continuará el camino del parque solar Amanecer (14 MWp) que fue adjudicado con prioridad de despacho del MATER durante el cuatro trimestre del 2021 y que actualmente se encuentra en construcción en la provincia de Catamarca.

Por lo que, una vez concretado el PS Amanecer y si logra asignación con algún otra central, la TotalEnergies aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente) 

“También miramos baterías en algunos lugares, son más fáciles en proyectos off-grid. Mientras que el hidrógeno verde avanzará en algún momento y ojalá nos ayude la propia ley de H2, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) o cualquiera sea el marco normativo”, complementó Parodi. 

De todos modos, el managing director de TotalEnergies reconoció una serie de retos para que las renovables tengan un mayor crecimiento en Argentina, desde la falta de capacidad de transporte disponible hasta cuestiones de financiamiento. 

“La capacidad en la red es el cuello de botella principal para el avance de las renovables. Se puede construir en lugares donde hay espacio, pero son espacios donde el recurso no es tan bueno y por ende baja la rentabilidad del proyecto, o mismo porque la demanda no acepte pagar un poco más de lo que estamos acostumbrados”, subrayó. 

“Y para que la rentabilidad de los proyectos sea mejor, necesitamos financiación externa comparable con Chile, por ejemplo, donde se financia al 4-5%”, añadió. 

Mientras que por el lado de las oportunidades, más allá del Mercado a Término para abastecer a los  Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (que ya  ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho por suman 5861,4 MW), el especialista apuntó a la vinculación con la minería y nuevos nichos de mercado. 

“Demanda hay, principalmente off-grid más allá del MATER. El sector minero quiere tener un perfil cada vez más verde y es algo positivo como sector energético y como país, pero se encuentran en lugares difíciles de llegar y de conectarse a la red. Incluso, muchas mineras están planeando realizar líneas de transmisión de 200-300 kilómetros y otras que no”, declaró.

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Este año Panamá subió un peldaño en el ranking regional H2LAC 2024 que realiza New Energy e Hinicio mediante amplias encuestas e investigaciones.

De acuerdo con el Índice H2LAC, presentado en el marco del Cuarto Congreso de Hidrógeno para América Latina y El Caribe que se realiza en Chile, Panamá subió a la posición 7 en el índice encabezado por Chile (1), en el primer lugar, seguido por Brasil (2), Colombia (3), Uruguay (4), Costa Rica (5) y Argentina (6).

Este índice proporciona información crítica sobre la evolución del mercado del hidrógeno en toda la región, a bien de mostrar públicamente a los actores cuál es el estado de la política, desarrollo e inversión en hidrógeno en América Latina y El Caribe. Es decir, el Índice H2LAC 2024 tiene como objetivo proporcionar una visión general objetiva de la evolución de la economía del hidrógeno renovable y de bajas emisiones en América Latina y el Caribe (ALC) durante los últimos tres años (2022-2024). 

El índice H2LAC examina cinco categorías clave que impactan el desarrollo del sector: políticas y regulaciones públicas, proyectos en operación o en desarrollo, la economía local del hidrógeno, aplicaciones del hidrógeno y planificación de exportaciones y acuerdos internacionales.

El informe regional resalta que “Panamá no sólo ofrece un alto potencial de energía renovable, sino que también se beneficiará enormemente de su posición geográfica única. El Canal de Panamá desempeñará un papel clave para conectar la economía mundial del hidrógeno, tal como lo hace hoy con los combustibles fósiles.” 

Asimismo, para capitalizar sus ventajas competitivas, Panamá ha dejado claros planes para desarrollar una economía del hidrógeno a través de la publicación de su estrategia nacional de hidrógeno verde y derivados en 2023 e implementado sus líneas de acción en el 2024, en este sentido, enfocándose en el desarrollo de un plan maestro para el establecimiento de un centro de aprovisionamiento marítimo de hidrógeno verde en Panamá, así como, las regulaciones correspondientes.

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Los distintos gremios del sector eléctrico que enviaron sus posturas al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) respecto a la posible rebaja en el límite de la potencia conectada para acceder a cliente libre, mecanismo que activó en diciembre de 2023 el Ministerio de Energía a través de la solicitud de un pronunciamiento al respecto a ese tribunal, compartieron sus diversas aproximaciones al tema en el webinar organizado por ACEN este 5 de junio.

En la oportunidad, la directora ejecutiva de ACERA, Ana Lía Rojas, comentó que “el redondeo de esta modificación de rango para ser elegible como cliente libre, es el concepto de competencia, y eso es muy importante. Es necesario considerar esta discusión en una reforma amplia de la distribución a propósito de entender también cuáles son los efectos sobre el resto de los segmentos que estamos además ayudando a que también transiten hacia la carbono-neutralidad y las bajas emisiones”.

Bajo la misma línea, recordó que, «el límite para instalaciones para autoconsumo de Net-Billing es de 300 kW. Por lo tanto, en una mirada amplia y pro-competencia, una eventual reforma, además de considerar la no erosión de los contratos regulados, debería también considerar la ampliación de los agentes participantes en el rango de 300 a 500 kW, para que el consumidor tenga todas las opciones para una elección en cuanto régimen tarifario y opciones de consumo: como consumidor libre, como consumidor regulado o como autoconsumo de Net-Billing.»

Por su lado, Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL, recalcó que, desde su gremio, no se oponen a la rebaja del límite, pero estiman debe hacerse con una mirada amplia y completa puesto que tendría un impacto sistémico. “En el mediano plazo, todos los sistemas eléctricos han ido avanzando hacia la liberalización de los clientes y la incorporación de la comercialización. Sería obtuso pensar que la comercialización en el mercado chileno no va a tener que jugar un rol importante. El punto es cómo vamos avanzando hacia allá de manera planificada, controlada, pero coherente, sin ir generando problemas en otros segmentos”.

Sin embargo, agregó que “no es necesariamente tan evidente a mi juicio que la simple rebaja del límite de cliente libre vaya a abrir un suficiente espacio para la comercialización, la competencia y lograr la reducción de precios. Esto tiene beneficios y también contras. El equipo del Ministerio de Energía al hacer la petición al TDLC no hizo ese análisis costo beneficio. Tenemos que pensar bien si vale la pena asumir iniciar una medida de rebaja a los clientes libres en las condiciones en las que hoy día está el sector eléctrico”.

En tanto, el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, señaló que el total de energía que está en el segmento regulado hoy día es del orden de 39,6% de los casi 78 TWh/año que se consumen, “por lo tanto, los 1,3 TWh/año que representan los potenciales clientes libres que están en el segmento entre 301 y 500 kW tienen un efecto bastante menor dentro de los contratos que hoy están suscritos entre distribuidoras y generadoras”.

Enfatizó que, si se decide bajar el límite de la potencia, no se observará una estampida de usuarios que se van a cambiar de cliente regulado a cliente libre. “En los 4 años de transición de cliente libre a regulado, en el segmento sobre 501 kW, el año cuando más se movieron clientes fue el 28% del total. Estudios realizados por ACEN muestran que el efecto en el caso hipotético en que se produzca un cambio masivo no superaría, en el caso más extremo, el 4% del total de energía contratada”.

Sobre las futuras licitaciones, añadió Andrade, la baja del límite tampoco debería tener efecto porque las nuevas licitaciones deberían considerar en el monto de energía a licitar que la energía de los nuevos clientes libres no va a estar. “Es tan poco el volumen que probablemente en vez de ver una licitación de 3.000 GWh/año, vamos a observar una licitación de 2.950 GWh/año.

Por su parte, el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Juan Meriches, mencionó que los procesos de licitación se deben proteger ya que han sido clave para generar mayores espacios de competencia en el ámbito de la generación. “Hay un componente de seguridad de ese suministro para los clientes regulados que es muy importante resguardar”.

El punto de fondo, según el representante de las distribuidoras, es cómo se enfrenta la mutación en distribución. “Cualquier cambio de estas características debe tener como primer foco la mejora de las redes”. Si bien comentó que el elemento de comercialización debe ser parte del sector y que “ésta (la rebaja del límite) es una medida que es positiva desde la lógica de abrir espacios de competencia”, destacó que se debe estar atento a los efectos de la migración.

Remarcó además que es “crucial que los usuarios que eventualmente migren tengan toda la información posible de lo que significa esta migración, no sólo en términos de precios, sino también de las obligaciones y los costos que eso significa”.

La moderadora, Vannia Toro, vicepresidenta de ACEN, cerró el webinar y destacó que “como asociación hemos mapeado y comprobado que varios de los asociados han hecho contratos con empresas generadoras para financiamiento de nuevos proyectos. Es decir, estos 1,2 TWh/año en el fondo también tienen que venir del segmento de generación a través de un agregador de demanda y las dudas que existían eran justamente si iba a venir de energías fósiles, energía existente, y lo que se ha demostrado que apalancan nuevos proyectos, financiamiento de nuevas inversiones y, eso es interesante de analizar”.

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Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, anuncia la puesta en operación del tramo 1 de un proyecto clave en la costa Caribe colombiana, que incluye la nueva subestación Toluviejo de 220 kV, y su conexión con la subestación Chinú, a través de la construcción de 40,9 kilómetros de la nueva línea de transmisión nacional, lo cual incluyó la instalación de 92 torres de energía.

Este proyecto es significativo porque: 

Por primera vez se conecta al departamento de Sucre al nivel de tensión 220 kV del Sistema de Transmisión Nacional a través de la nueva subestación Toluviejo, donde el operador de red de la zona podrá conectar su sistema de transmisión regional, con la que mejorará la confiabilidad a las redes de esa región y el servicio que brinda a sus clientes.
Esta infraestructura también reduce las restricciones de la costa Caribe porque aumenta la capacidad del sistema de transmisión de la región, haciéndolo más flexible, lo que a su vez beneficia a todo el sistema eléctrico nacional.

El proyecto total, que le fue adjudicado a Celsia mediante convocatoria de la UPME como parte de las obras definidas en el Plan de Expansión de Transmisión Eléctrica del país, consta de dos tramos, tiene un avance del 82% y estaría siendo culminado a finales de 2024.

El segundo tramo comprende 120 kilómetros de red entre la subestación Toluviejo y la subestación Bolívar de 220 kV, en la cual también Celsia instalará una nueva bahía para la conexión.

«Estamos muy orgullosos de haber culminado con éxito la primera fase de este proyecto tan significativo para la región y el país en general. Con él, fortalecemos la infraestructura eléctrica en la costa Caribe y aportamos nuevas redes para lograr el suministro de energía confiable y seguro para todos los ciudadanos del departamento de Sucre, con un proyecto interdepartamental», afirmó Julián Cadavid, líder de Transmisión y Distribución de Celsia, al indicar que otro factor relevante es viabiliza la conexión de futuros proyectos de generación con fuentes renovables no convencionales.

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Una vez más, Future Energy Summit (FES) llega a Colombia con una propuesta de alto nivel enfocada en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables. 

Se trata del evento denominado Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá, el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

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De esta forma, ofrecerá el escenario ideal para que empresarios y representantes de entidades públicas exploren sinergias en pos de nuevos negocios sostenibles.

En efecto, importantes players del sector ya confirmaron su participación como partners destacados. Algunos de ellos son: Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia);  Carlos Javier Rodríguez, Country Manager de Enerfin y Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB).

Durante la cita, se espera que el director de la UPME revelé las últimas novedades en materia de regulación, tras confirmar en diálogo con Energía Estratégica, su compromiso por avanzar en la diversificación de la matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. 

A su vez, Mónica Gasca, compartirá cómo viene trabajando la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) para impulsar más proyectos de este vector energético y cumplir con las metas establecidas para 2030.

A su turno, Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen explicará por qué es necesario en Colombia el lanzamiento de nuevas subastas de largo plazo para la ejecución de nuevos proyectos renovables.

Por su parte,  Carlos Javier Rodríguez el experto en energías renovables con más de 18 años de experiencia dentro Enerfín filial del Grupo Elecnor, explicará el importante rol que juegan la innovación constructiva y el desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético de la región Andina. 

También, dirá presente Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB), quien en oportunidades anteriores destacó en diálogo con Energía Estratégica, el fuerte apetito de los inversores por montar proyectos limpios en el país y el clima de negocios que se vive en eventos organizados por Future Energy Summit.

Además, asistirán portavoces de importantes empresas tales como: Sungrow, Huawei, Chint, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Chint, Solis, Trina Solar, Solis, Runergy, GCL, Nordex Group, UL Solutions,  ISA, Jinko Solar, Canadian Solar, FMO,  Enermant, ZNShine, Enerfín, Wärtsilä​​, DIPREM, entre otras.

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking. 

¡No te pierdas la oportunidad de asistir al megaevento!

Adquirí tu entrada para acceder al Future Energy Summit Colombia, 29 y 30 de octubre en el hotel Marriott Bogotá a través de este link.

La entrada Las principales entidades públicas y privadas debatirán el futuro de las renovables en el mega evento FES en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

El auge del nearshoring como respuesta a los problemas de la cadena de suministro que surgieron en los últimos años por la pandemia y los conflictos políticos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo por su proximidad con Estados Unidos y por ser la puerta de entrada a Latinoamérica.

Estas empresas que llegan a México cada vez están más comprometidas con cumplir con sus criterios ESG por lo que muchos expertos prevén un incremento en el desarrollo proyectos de energía limpia. 

Uno de ellos es Francisco Alcalde, jefe de cuentas claves para México en Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien en una entrevista con Energía Estratégica durante el megaevento “FES México” reveló su ambiciosa estrategia de ventas.

“México es una de las principales economías emergentes. Si bien hemos tenido algunas tendencias a la baja en la evolución de las renovables en el último sexenio, hay mucho interés tanto interno como externo para que se empiece a dar nuevamente el boom de renovables que existía en años anteriores”, explicó.

Y agregó: “Con 1 GW de inversores instalados en el país, estamos empezando a entrar fuerte con los sistemas de almacenamiento y esperamos triplicar nuestra capacidad instalada este año”.

De acuerdo al ejecutivo, teniendo en cuenta que México debe robustecer sus líneas de transmisión, los sistemas de almacenamiento pueden ser buenos aliados para dar soporte a las variaciones de la energía solar y garantizar un suministro confiable de energía.

“Los proyectos de gran escala se han visto frenados pero la generación distribuida ha estado creciendo a doble dígito anualmente, lo cual es un buen número para crecer de manera orgánica. Se viene con fuerza el almacenamiento para corregir ciertas variaciones internas y externas de la transmisión”, insistió.

Ante la posibilidad de retomar las subastas de largo plazo tras la victoria de Claudia Sheimbaum como presidenta de México, Alcalde explicó que si bien es difícil prever qué actitud tomará el nuevo gobierno, agentes internos y externos vuelven necesaria la adopción de estos mecanismos.

“Además de los compromisos asumidos a nivel mundial de reducción de emisiones, tenemos una necesidad energética palpable por los crecimientos que se han dado en el sector comercial e industrial. Adicionalmente las empresas que llegan a México buscan cumplir con sus criterios ESG. Por ello, es crucial dar un paso hacia adelante”, explicó. 

Según Alcalde, de realizarse una nueva subasta, Sungrow jugará un rol fundamental como suplidor de equipos para inversores centrales o almacenamiento ya que están acercando al mercado mexicano todas sus soluciones para dar respuesta a estas problemáticas.

“Podemos ayudar a los participantes de las subastas en el desarrollo de tecnologías adecuadas para los proyectos. Tenemos un soporte técnico de excelencia con las mejores prácticas y condiciones. Podemos ser una pieza clave para ganar estas licitaciones”, insistió

A su vez, el ejecutivo explicó que ofrecen una amplia gama de productos para abarcar todos los segmentos y cumplir con las necesidades de todos sus clientes, no solo en México sino también en el resto de Latinoamérica.

En efecto, mencionó que ofrecen inversores ideales para proyectos de generación distribuida a nivel comercial e industrial y plantas solares de pequeñas y de grandes dimensiones.

“También ofrecemos sistemas de almacenamiento magníficos enfocados, sobre todo,  en el sector industrial y a proyectos utility scale. Nuestra innovación en tecnologías nos ha permitido firmar contratos por más de 3 GW en Latinoamérica”, concluyó.

La entrada Sungrow propone triplicar su capacidad instalada en almacenamiento en México este año se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile se encuentra en proceso de adecuación reglamentaria de los Decretos Supremos N°88 (reglamento para medios de generación de pequeña escala), DS N°57 (reglamento de generación distribuida para autoconsumo) y DS N°125 (reglamento de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional). 

Y si bien desde el Ministerio de Energía ya ratificaron que no le cambiará las reglas del juego a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) ya implementados o en marcha, desde la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) aún esperan mayores certezas regulatorias para el avance de ese tipo de proyectos renovables, sobre todo con relación a las normas de storage. 

“Estamos expectantes porque los desarrolladores de PMGD esperan mayor certidumbre regulatoria respecto al almacenamiento en este subsegmento de la generación. Sabemos que el Ministerio de Energía está realizando un esfuerzo importante en brindar seguridad y certidumbre jurídica en proyectos de utility scale, pero aún falta dar certeza regulatoria en líneas zonales”, manifestó Matías Cox, director ejecutivo de GPM, en conversación con Energía Estratégica. 

“La expectativa es el desarrollo de más proyectos PMGD para aumentar la capacidad instalada, pero sin almacenamiento no se darán los atributos requeridos para que el sistema siga fortaleciéndose. Por lo que el segundo esfuerzo del regulador debe ser dar certidumbre jurídica para el tratamiento del storage en redes zonales que permitirá que el sector se consolide y contribuya a la transición energética”, agregó. 

En el caso del DS N°88, desde el gremio buscarán que, a partir de junio (fecha prevista para su tratamiento) todo lo vinculado a vertimientos de energía de los pequeños medios de generación se trate por esa vía ya que dicho decreto supremo contaría con reglas especiales en la materia. 

Por lo anterior, los focos estarán puestos en el debate de la manera más eficiente que los medios de generación distribuida aporten su energía al sistema, el mecanismo de estabilización de precios y lo relacionado a recortes por falta de capacidad. 

“Si bien revisamos el DS 88 en el año 2020, en el contexto de la transición energética se requiere pensar en la mejor manera de que los PMGD aportan flexibilidad y seguridad al sistema”, subrayó Cox.

“Además, a nivel legal hay un cambio establecido en el proyecto de ley de transición energética respecto a que las generadoras que inyectan su energía en la transmisión zonal puedan proponer proyectos en el plan de expansión a su cargo”, complementó.

Cabe recordar que los Pequeños Medios de Generación Distribuida llevan más de 3 GW de capacidad instalada y se espera que su participación aumente en los siguientes meses, de forma que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) pronosticaron que podría alcanzar 4700 MW instalados hacia el 2026, siempre que todas las centrales en construcción funcionen en la fecha prevista.

“Lo importante para el sector eléctrico es la estabilidad regulatoria, es un pilar fundamental pero no es igual al inmovilismo regulatorio; ya que entendemos que la normativa debe ajustarse a las realidades de mercado que se modifican a través del tiempo”, insistió el director ejecutivo de GPM.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante la Resolución Exenta N°287 de 4 de junio de 2024, rechazó la solicitud presentada por Acciona Energía Chile Holdings, S.A (Acciona) en agosto del año pasado, en relación al mecanismo de revisión de precios de los contratos de suministro de energía y potencia para clientes regulados suscritos bajo el proceso licitatorio 2015/01.

“Esta Comisión no ha dado por verificado el cumplimiento de los requisitos señalados en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos y Cláusula Quinto del Contrato de Suministro para proceder a la revisión de precios en los términos solicitados por la empresa requirente”, señala el acto administrativo de la CNE.

Los argumentos esgrimidos por el organismo regulador sostienen que no se ha logrado acreditar que los cambios normativos alegados puedan ser calificados como tales o, en su caso, que puedan ser calificados como sustanciales y no transitorios en cuanto a su impacto en el equilibrio económico del contrato, según lo requiere el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos para la utilización del mecanismo de revisión de precios.

Contexto

En la Licitación de Suministro 2015/01, Acciona Energía Chile se adjudicó 23 sub-bloques del Bloque de Suministro N° 3, correspondiente a 506 GWh/año, a un precio actual de 64,026 US$/MWh. El 1 de agosto de 2023, la empresa generadora solicitó la revisión del precio de la energía de los contratos de suministro de energía, en que se pedía la autorización de una modificación al alza del precio de la energía de esos contratos en 25,076 US$/MWh en valor de la moneda presente.

La solicitud de la compañía se enmarca en lo establecido en el inciso 4° del artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), en la Cláusula Quinto de los Contratos de Suministros , y en los artículos 86 y siguientes del Reglamento de Licitaciones.

Siguiendo lo dispuesto por la normativa, la CNE citó a las partes (conformadas por Acciona, empresas distribuidoras, cooperativas eléctricas y asociaciones de consumidores) para participar en la realización de dos audiencias, realizadas en noviembre de 2023 y enero de 2024, donde se escuchó la argumentación de Acciona y los puntos de vista de los agentes del mercado de clientes regulados.

La empresa Acciona, en sus argumentaciones, justificó su solicitud de modificación de precios en virtud de los altos costos unitarios asociados al pago de Servicios Complementarios (SSCC) y los sobrecostos en el Sistema Eléctrico Nacional, originado por los cambios normativos asociados a (i) proceso de descarbonización acelerada; (ii) modificación reglamentaria de SSCC, y (iii) Sobrecostos de mínimos técnicos.

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El gobernador de Piauí, Rafael Fonteles, firmó un memorando de entendimiento con la empresa Solatio para la instalación del mayor parque de energía solar de Brasil. La infraestructura, con capacidad de 4 gigavatios, se instalará en Bom Princípio do Piauí y abastecerá a la industria de producción de amoníaco en Parnaíba, materia prima del hidrógeno verde. La instalación de infraestructura comienza en 2025 y forma parte de la primera etapa del proyecto.

El gobernador Rafael Fonteles explica que el proyecto acerca el proceso de industrialización en la cadena de producción de energías renovables en Piauí. «Ahora, Solatio anuncia un parque solar de 4 gigavatios en Piauí para precisamente abastecer esta futura planta, la industria del hidrógeno verde. Este parque podría estar en cualquier parte de Brasil, pero gran parte se hará en Piauí, generando más empleos, generando más oportunidades de desarrollo para nuestro estado”, consideró.

Pedro Vaquer, director general de Solatio, explicó que se trata de un sueño hecho realidad: «Lo que comenzó como un sueño hoy es una absoluta realidad y creo que ahora podemos decir en voz alta que Piauí tendrá la mayor planta solar de Brasil, porque esto ayudará a tener la energía necesaria para esta primera fase. Felicitaciones al gobernador Rafael Fonteles y contar con nosotros para contribuir a hacer del país, Piauí, un estado cada vez más evolucionado».

Solatio tiene licencia ambiental para producir 11,4 gigavatios de hidrógeno verde y amoníaco en Piauí, con foco en abastecer el mercado europeo. En todo Brasil, la empresa invierte R$ 25 mil millones en energía solar.

Solatio patrocinará al Clube Atlético Piauiense

Solatio también firmó un memorando de intención con el Clube Atlético Piauí. Además de invertir en energías renovables, la empresa patrocinará el fútbol piauí con apoyo a la asociación.

Solatio patrocinará los uniformes, el material deportivo y la publicidad del equipo, además de promover los intercambios entre campeonatos de fútbol regionales, nacionales e internacionales. El memorando también especifica el apoyo técnico del Clube Atlético Piauí para que el equipo destaque en las competiciones.

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Recientemente, la institución financiera de renombre internacional DAL Deutsche Anlagen-Leasing GmbH & Co. KG (en lo sucesivo «DAL»), representada por el Dr. Peer Günzel, director general, y el Sr. Nerajo Negash, director senior de proyectos, visitó la Sede de DAS Solar en Quzhou.

Estuvieron acompañados por el Sr. Vincent Cao, Vicepresidente Senior, y el Sr. Kyle Xu, Vicepresidente de Ventas de DAS Solar. La visita facilitó debates en profundidad sobre la cooperación en energía verde y exploró nuevas direcciones para la colaboración futura.

DAL se ha comprometido a brindar excelentes servicios financieros a sus clientes y cuenta con una amplia experiencia y recursos en el sector de la energía verde. Esta visita tuvo como objetivo evaluar la colaboración entre DAL y DAS Solar en los campos de tecnología de energía renovable, inversión en proyectos y servicios financieros, promoviendo así conjuntamente el desarrollo de la industria global de energía verde.

Durante la visita, la delegación de DAL recorrió las líneas de producción y el centro de exposiciones de DAS Solar, obteniendo un conocimiento exhaustivo de las fortalezas tecnológicas y los logros innovadores de DAS Solar en el campo fotovoltaico. La delegación de DAL expresa su gran agradecimiento por los logros de DAS Solar en el sector de la energía verde.

Como empresa internacional de nuevas energías, DAS Solar ha estado solidificando su presencia internacional en los últimos años mediante el establecimiento de estrechas asociaciones estratégicas en todo el mundo, expandiendo así su negocio en múltiples países y regiones. Los productos y servicios de DAS Solar abarcan ahora importantes mercados de Asia, Europa y América del Sur, y la empresa ha establecido sucesivamente filiales en Alemania, Australia, Japón y otros lugares, ofreciendo productos y servicios de alta calidad a clientes globales.

Con la aceleración de sus esfuerzos de internacionalización, el desempeño financiero de DAS Solar se ha vuelto cada vez más destacado. Aprovechando sus destacadas capacidades de innovación tecnológica, operaciones financieras estables y su fuerte competitividad en el mercado, DAS Solar ha atraído una atención considerable de inversores globales y ha sido reconocido por varias instituciones autorizadas.

DAS Solar ha sido incluido recientemente en la lista de Unicornios Emergentes de 2023 de Forbes China, recibió al mismo tiempo una calificación «BBB» en las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del primer trimestre de 2024 y continuó ocupando un lugar en la lista Venture 50 Carbon Neutral, lo que demuestra su fortaleza integral y su importante potencial de desarrollo.

Esta visita e intercambio no sólo profundizaron el entendimiento y la confianza entre DAL y DAS Solar, sino que también sentaron una base sólida para su futura cooperación prevista. De cara al futuro, DAL y DAS Solar tienen grandes esperanzas en su colaboración, con el objetivo de explorar más oportunidades de cooperación en el sector de la energía verde y contribuir más a la energía verde global.

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Teniendo en cuenta las ambiciosas metas del gobierno colombiano de alcanzar las 6 GW renovables antes de finalizar su gestión, empresas internacionales ven al país como una región clave para montar sus proyectos limpios.

Además, la demanda energética a nivel nacional tiende a crecer año a año y las energías renovables se presenta como la mejores aliadas para garantizar un suministro confiable.

En este contexto, Future Energy Summit vuelve a Colombia con una feria que convocará a ejecutivos, funcionarios y diferentes actores de envergadura de la industria de las energías renovables del región Andina, para debatir  sobre los principales temas de agenda, los desafíos de diversificar la matriz y oportunidades de negocio en la región.

Como en ediciones anteriores, el encuentro FES Colombia que se llevará adelante el 29 y 30 de octubre en el Hotel JW Marriott de Bogotá, contará con amplios espacios para la realización de networking y habrá meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades y desarrollos tecnológicos para el sector.

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Grandes empresas del sector energético local e internacional ya confirmaron su participación como partners destacados. Tal es el caso de Sungrow, Huawei, Chint, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Chint, Solis, Trina Solar, Solis, Runergy, GCL, Nordex Group, UL Solutions,  ISA, Jinko Solar, Canadian Solar, FMO,  Enermant, ZNShine, Enerfín,, Wärtsilä​​, DIPREM, entre otras.

Además, dirán presente líderes del sector como Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) .

Las energías renovables son eje de debate central en la agenda de transición energética de mercados andinos. Este evento no será la excepción. Además de abordar en profundidad las oportunidades de negocios en torno a una “transición energética justa”, en más de 10 paneles de Future Energy Summit también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Con la participación de estos destacados oradores, Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) ofrece el escenario ideal para que stakeholders puedan intercambiar posiciones sobre estos temas y explorar sinergias y nuevos negocios en torno a la industria renovable.

¡No te pierdas la oportunidad de ser parte de este evento de FES,  adquirí tu entrada a través del siguiente link!

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) solicitó la revisión de los pliegos de cargos para la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 destinada a la contratación a largo plazo de potencia y energía exclusivamente para centrales de generación renovable. 

Entre los requerimientos de la ASEP a la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) se encontrarían temas complejos como y ajustar los periodos de suministro, como otros de más rápida resolución vinculados a la corrección de errores en la redacción y la evaluación de la combinación de tecnologías que puedan participar. 

Es por ello que se definió prorrogar el proceso de licitación para que la recepción de ofertas pase del 27 de junio al 31 de octubre de este año 2024. Este nuevo plazo también daría un margen de tiempo adicional para que las nuevas autoridades de gobierno se interioricen en esta convocatoria. 

Es preciso indicar que el presidente electo de Panamá, José Raúl Mulino, junto a su gabinete de gobierno asumirán el 1 de julio de 2024. Si bien ya se dieron a conocer algunas asignaciones a ministerios, aún no está firme el nombre de quien será titular en la Secretaría de Energía. No obstante, según pudo saber Energía Estratégica por fuentes oficiales, “se debe anunciar en los próximos días”. 

Los tres meses siguientes serán clave para que se ratifique esta licitación, definir si habrá cambios en los pliegos de cargo y brindar mayor claridad sobre las ofertas con almacenamiento energético en baterías, siendo este último un tema que despertó muchos interrogantes entre las empresas participantes. 

En la última reunión aclaratoria de la LPI ETESA 01-24, llevada a cabo el pasado 4 de abril, representantes de las empresas generadoras que adquirieron los pliegos de cargos plantearon adendas y prórrogas (ver más) principalmente para aclarar cómo será la participación de ofertas con almacenamiento, el cálculo de potencia firme para centrales híbridas y la metodología y criterios de evaluación de las ofertas a adjudicar. 

Un detalle no menor, es que a finales de abril la ASEP aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad entre las cuales se define el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) como complemento al cálculo de la potencia firme para el caso de las centrales de generación renovables (ver más). 

De esta manera las “reglas del juego” en el mercado panameño se empezarían a alinear a lo que pretende esta licitación y que ya contemplaba el plan indicativo de expansión de generación 2023-2037 cuando proyectaba al 2037 unos 2402.67 MW de capacidad adicional de generación eólica, 3,560.12 MW adicionales de fuente solar, 379.22 MW hidroeléctricos y 1811.05 MW de termoeléctricos candidatos, a los que se sumarían 825 MW de potencia máxima proveniente de sistemas de almacenamiento por baterías candidatos.   

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MSU Green Energy, unidad de energías renovables del Grupo MSU, reveló que posee un amplio portafolio de proyectos que buscan llevar adelante en el transcurso de los próximos años y, de ese modo, ser uno de los grandes players del mercado renovable de Argentina. 

Tomás Darmandrail, corporate development manager de MSU, señaló que la compañía apunta a concretar los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI y el Mercado a Término (MATER) y posteriormente aumentar su capacidad renovable instalada hasta alcanzar cerca de 1 GW.

“Es un pipeline ambicioso que queremos comenzar a ejecutar entre 2024 y 2025. Y si bien la historia renovable de MSU Green Energy inició con el desarrollo de algunos parques eólicos en Bahía Blanca, previo a lo hecho en el ámbito solar, esos proyectos no se concretaron y todavía están dentro del portfolio”, destacó durante un evento. 

Todo el portfolio de proyectos ya adjudicados de la compañía suman entre 480 y 490 MW de potencia fotovoltaica (cerca de 140 MW vía RenMDI y alrededor de 350 MW en MATER), que también esperan concretar a mediados o finales del próximo año y que demanda una inversión aproximada de USD 450.000.000. 

La compañía inició su camino renovable a finales de 2022 con el parque solar Las Lomas (32 MW) y actualmente está en plena construcción de la central fotovoltaica Pampa del Infierno (130 MW) en la provincia de Chaco, que será la tercera planta fotovoltaico más grande de Argentina en cuanto a capacidad instalada y la de mayor potencia en el Mercado a Término. 

“El PS Pampa del Infierno tendrá inicio de operación comercial en agosto, es decir que en sesenta días comenzaremos a inyectar energía en la red. Y por la escala, estamos conforme en cómo desarrollamos los proveedores de MSU”, manifestó Darmandrail.

Además, ya inició movimiento de suelo del tercer parque solar de MSU (Villa Ángela – 100 MW de potencia en Chaco) y desde la empresa vaticinaron que cuentan con un portfolio amplio de proyectos en las localidades de Castelli, Sáenz Peña, Charata y la provincia de Formosa. 

Mientras que el hito más reciente fue la adjudicación con prioridad de la planta solar Andalgalá (90 MW) en el llamado correspondiente al primer trimestre del 2024 del Mercado a Término; en este caso bajo el mecanismo de asignación Referencial “A” (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones). 

“El MATER es lo que estuvo traccionando el sector en el último tiempo y la tendencia es que la industria irá hacia la transición energética ya que hay mucho espacio para que continúe incorporando renovables a su matriz”, apuntó el corporate development manager de MSU.

¿Por qué priorizaron la tecnología solar? 

A pesar de que MSU desarrolló centrales eólicas, tal como reconoció Darmandrail, el especialista remarcó que en el caso solar observan un mejor plazo de construcción de los parques fotovoltaicos. Hecho que “facilita el financiamiento y aliviana la carga de garantías que deben tener los proyectos porque entran en operación y generan flujo más rápidamente”. 

“Además, la modularidad de la tecnología solar, a nivel constructivo, representa una ventaja y por ello desde MSU nos enfocamos primero en la generación fotovoltaica”, agregó.

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En Colombia, un país donde la matriz es principalmente hidroeléctrica, eventos climáticos como el fenómeno de El Niño y la creciente demanda de energía a nivel nacional hacen crecer el interés de los inversores por desarrollar proyectos renovables.

Tecnologías como la solar y la eólica acompañadas de sistemas de almacenamiento se convierten en las aliadas más prometedoras para garantizar el suministro confiable y evitar racionamientos de energía.

Bajo esta premisa, Oscar Ferreño, director de Ventus, empresa líder en la construcción de proyectos renovables reveló el volumen de su portafolio en Latinoamérica y su gran presencia en Colombia, en el marco de una jornada regulatoria y técnica organizada por SER Colombia y Mundo Electrico (ver transmisión).

“Ya instalamos 2300 MW tanto en eólicos como solares en Latam y estamos construyendo 550 MW fotovoltaicos en Colombia. Allí, tenemos acuerdos para trabajar con grandes empresas como Celsia y Ecopetrol en muchos proyectos de diversas escalas tanto de autoconsumo como utility en todas las geografías del país. Si bien abarcamos todos los segmentos, últimamente nos estamos enfocando en los más grandes”, destacó.

A pesar del potencial de crecimiento del mercado, el experto señaló que Colombia enfrenta desafíos que deben superarse para la concreción de dichos proyectos.

Según Ferreño, si bien tiene un “futuro brillante” para convertirse en un catalizador de energías renovables, se debe planificar un seguimiento detallado de “cómo se va a avanzar”.

“Para lograr las metas proyectadas, es importante contar con estabilidad en la regulación: que no haya cambios sobre la marcha que signifiquen barreras imprevistas. También, hace falta una depuración de los puestos de conexión. Muchos desarrolladores solicitan puntos que luego no se realizan. Esto impide el ingreso de nuevas redes”, afirmó.

Y agregó: “Una planta solar debería llevar entre 9 y 12 meses de ejecución dependiendo de la complejidad del terreno e independientemente del tamaño. Si se producen demoras, el aumento de costos para el epecista puede ser nefasto”.

En este sentido, explicó que el reto más grande del epecista es lograr en el tiempo comprometido, la ejecución de la obra de la forma más económica y eficiente posible. 

Para ello, hizo hincapié en la importancia de tener un rol integral y experiencia internacional que permita un “win-win” entre el constructor y el dueño de la planta.

“Hay que diferenciar el rol del inversionista con el epecista: el primero es quien pone el dinero y el segundo es el que le da vida a la planta. Cuanto más experiencia tenga el epecista mejor saldrá el proyecto. En Colombia también es muy importante que mantenga muy buena relación con las comunidades y con la gobernanza”, advirtió. 

Tendencias del mercado

En tanto a los productos más demandados de la región,  Ferreño señaló que la tendencia se inclina más hacia plantas con seguidores solares en lugar de paneles fijos. El objetivo es que la incidencia del sol sea lo más perpendicular posible al panel.

Además, explicó que los software para diseño y movimiento de suelo y los drones para ver el avance de obra son herramientas que se han incorporado exitosamente al permitir una mejor planificación de riesgo.

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La crisis energética desatada en Ecuador por los efectos del fenómeno de El Niño ha abierto nuevas oportunidades para la tecnología solar en el país.

Para dar respuesta a los racionamientos de energía, cada vez más industrias empezaron a adoptar estos sistemas fotovoltaicos, los cuales no solo le garantizan el suministro sino que también le generan ahorros en sus tarifas de luz.

Bajo esta premisa Nepos Energy, empresa especializada en generación distribuida, ingeniería eléctrica, automatización y control industrial, se está consolidando rápidamente como un actor clave en el sector del autoconsumo en el país y tiene ambiciosos objetivos para este 2024.

En conversaciones con Energía Estratégica, Daniel Carrillo Nieto, líder de proyectos en la compañía señala: “Nuestra misión es garantizar la calidad absoluta en la ejecución de nuestros proyectos. Estamos avanzando en negociaciones para instalar este año 4 MW en soluciones de autoconsumo en diferentes industrias, como la textil y la petrolera, entre otras”.

“Además, trabajamos de cerca con el Ecoparque Industrial más grande de Ecuador para promover soluciones de energía limpia y sostenible. Próximamente, desarrollaremos una electrolinera con una potencia de 35 kW para el parque en pos de promover la movilidad eléctrica del sector industria”, agrega.

De esta forma, el experto proyecta crear nuevas estaciones NEST en las principales ciudades del país que funcionen como una amplia red de centros solares de carga eléctrica.

Expansión regional y proyectos internacionales

Aunque Nepos Energy tiene su sede en Ecuador, la empresa está explorando oportunidades para expandirse en Argentina. 

Según Carrillo Nieto, ya están desarrollando software de ingeniería en ese país y tienen planes para instalar una electrolinera de energía solar en Nuñez, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

 “Argentina es un país clave para nosotros, y esperamos que se den las condiciones para invertir,” comentó.

Desafíos y oportunidades en el Mercado Energético de Ecuador

Si bien la Ley Orgánica de Competitividad Energética, lanzada este año, ha sido un paso positivo hacia la promoción de la generación distribuida y las energías renovables, incluyendo la fotovoltaica y la biomasa, Carrillo Nieto destaca que se necesita un enfoque gubernamental más fuerte y concreto para superar los desafíos de Ecuador y acelerar la transición energética.

“Aunque se están tomando medidas acertadas para superar esta crisis, Ecuador enfrenta retos importantes a corto plazo. El fenómeno de El Niño ha demostrado la necesidad de diversificar las fuentes de generación eléctrica para disminuir la dependencia de las hidroeléctricas”, insistió.

“Actualmente, se está promoviendo mejorar la infraestructura de red para adicionar más energía alternativa desde los altos mandos y las principales entidades energéticas. Sin embargo, hay un cuello de botella o un desinterés por parte de las distribuidoras. Para muchas, no les es favorable económicamente que entre localmente la electricidad de forma privada”, añade. 

En este sentido, la compañía espera que este conflicto de intereses se resuelva en el corto plazo para un impulso más acelerado de la generación distribuida y las energías renovables en Ecuador. 

Mientras tanto, con proyectos estratégicos tanto a nivel nacional como internacional, la empresa se posiciona como un líder en el sector energético, dispuesto a enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que presenta el mercado. 

La combinación de innovación, calidad y compromiso con la sostenibilidad marca un camino prometedor para el futuro energético de Ecuador y la región.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, México experimenta una párate en los proyectos renovables de gran escala debido a las cancelaciones de subastas efectuadas por la actual administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

En efecto, la falta de nueva generación renovable producto de tal decisión política se evidencia cada vez más ante la creciente demanda de energía, potenciada por el fenómeno del nearshoring.

Sin embargo, con el recambio de autoridades tras la victoria de Claudia Sheinbaum, en las elecciones presidenciales, muchos expertos del sector esperan que la situación se revierta.  Si bien la presidente electa también pertenece al partido de Morena, ha manifestado en diversas ocasiones sus intenciones de contribuir a la transición energetica.

Uno de aquellos especialistas optimistas fue, Oliver Quintero, gerente comercial de Sungrow, fabricante de inversores líder a nivel mundial, quien en una entrevista con Energía Estratégica durante el megaevento FES México, brindó su visión, previo a conocer los resultados de las elecciones.

“México es un gigante dormido: es curioso que un país con 120 millones de habitantes, tenga tan poco desarrollo de renovables. No obstante, se avecina un cambio político que sí o sí tendrá que adoptar un rumbo energético diferente, independientemente de quien llegue al poder”, aseguró. 

Y agregó: “Eso traerá un despegue enorme en la transformación de energías limpias. Desde Sungrow queremos ir sembrando el camino, porque vemos que se viene una cosecha enorme de renovables”.  

De acuerdo al especialista, la demanda energética está creciendo a más del 5% lo cual vuelve imperiosa la necesidad de una matriz mucho más diversificada a través de fuentes renovables. 

Además de la creciente necesidad de energía, Quinteros explicó que esa descarbonización de la economía también estará motivada por los intereses y tendencias de los usuarios.

 “Vislumbramos un cambio porque existen consumidores cada vez más conscientes con el medio ambiente que buscan que sus proyectos tengan sellos verdes. La velocidad de esa transición energética dependerá de la regulación que se adopte en los próximos sexenios”, afirmó.

En este sentido, el ejecutivo llamó a que el nuevo gobierno adopte una posición activa y que siente las bases normativas para dar un salto en favor de las renovables. 

“Ojalá quien llegue al poder tome conciencia de que no se trata solo de hablar de transición energética sino también de apostarle a una regulación que incentive a las renovables, para que haya cambios en el corto plazo. México tiene un potencial enorme pero necesitamos que los tomadores de decisiones nos ayuden para poder crecer”, insistió.

Por su parte, en cuanto a su estrategia de ventas, el experto destacó que el foco de central de Sungrow está en sus productos para proyectos utility scale. 

“Recientemente, fuimos catalogados por Wood Mackenzie como proveedor número 1 en baterías. Estamos trayendo a toda Latinoamérica una gran diversidad de inversores y sistemas de almacenamiento para adaptarnos a las necesidades de cada cliente”, comentó.

Y concluyó: “En muy poco tiempo la regulación de los países de Latam comenzará  a incentivar con más fuerza al almacenamiento, porque el mercado va a requerir ese tipo de tecnologías para brindar un suministro confiable. Por ello, estamos preparados para atender esa demanda creciente”.

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En línea con su compromiso por descarbonizar economías emergentes, JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas, fortalece su presencia en países con gran potencial de despegar en energía solar.

En efecto, en una entrevista de Energía Estratégica realizada en el marco del megaevento de Future Energy Summit (FES), María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar, reveló sus intenciones por seguir expandiéndose en la región del Caribe con un enfoque especial en República Dominicana, al ser calificado como uno de los mercados más atractivos para la compañía.

“El Caribe es una región que avanza con fuerza y estamos ganando presencia en muchos países. En el caso de República Dominicana, las expectativas son mayores ya que vemos que varios proyectos se están empezando a construir y queremos ser parte de ellos”, afirmó.

Y agregó: “Vemos buena voluntad política y predisposición de las empresas para invertir en proyectos solares. A su vez, en el segmento de Generación Distribuida (GD), tenemos una presencia bastante fuerte que equivale al 30% de la cuota de mercado y son alrededor de 300 MW”.

De acuerdo a la experta, para que siga creciendo la industria fotovoltaica, es fundamental que el cambio climático y la transición energética sigan estando en la agenda política de la región, a través de tasas de interés atractivas para el cierre financiero de los proyectos y la promoción de la inversión extranjera.

En tanto a los objetivos de la compañía en Latinoamérica, Urrea señaló su compromiso por seguir apostando para la transición energética al poner su tecnología al servicio de todos los países de la región.

Y añadió: “La idea es acompañar a las empresas para que sus proyectos lleguen al éxito esperado. Además, estamos creando varias alianzas con entidades educativas para poder capacitar y educar a los estudiantes que tengan interés en el sector fotovoltaico”.

Según la ejecutiva, están enfocados tanto a nivel utility como en el segmento de generación distribuida y su portafolio de productos lo demuestra. Especificó que ofrecen módulos de 565 W tipo P, 590W y 610W tipo N con las medidas y pesos ideales para techos o granjas a pequeña escala y módulos de 610W y 630W  tipo N para dar confiabilidad a los proyectos de gran escala.

 En efecto, Urrea advirtió que la elección de cada una de estas tecnologías dependerá de su aplicación: “Para el segmento de GD, los módulos de 430W son más comunes en el Caribe por la afectación de la velocidad de los vientos por huracanes y otros factores. Estos en su mayoría son tipo N. Además, tenemos paneles solares tipo P desde 550W hasta 570W y ya para tipo N manejamos desde los 580 hasta los 630W”. 

No obstante, afirmó que siguen realizando avances tecnológicos con la tecnología HJT y otras innovaciones para mejorar la eficiencia de sus módulos y ampliar su portafolio a disposición, según las necesidades de la región.  

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Rodrigo Sotelo Piña, gerente de ventas para el segmento utility en México y el Caribe de LONGi, participó del ciclo de entrevistas con líderes de Future Energy Summit (FES). Allí, el referente empresario analizó las oportunidades de negocios en la región que se alinean con la visión y las metas de sostenibilidad de la empresa.

“Estamos enfocados a trabajar en seguir impulsando el desarrollo de un proceso que está viviendo el planeta de descarbonización”, introdujo Sotelo Piña.

Si bien reconoció que la transición energética no será fácil en la tarea de migrar a un suministro con fuentes renovables en todos los mercados de la región, subrayó que LONGi está comprometida en este esfuerzo mediante sus diversas líneas de negocio, que incluyen la fabricación de productos fotovoltaicos como wafers monocristalinos, celdas, módulos de vanguardia, soluciones para generación distribuida y proyectos de gran escala, así como la producción de electrolizadores para hidrógeno verde.

En el caso específico de República Dominicana, Sotelo Piña destacó los avances del país en cuanto a descarbonización, con una política pública que promueve nuevas inversiones en energías renovables y busca encaminarse a la autonomía energética.

«En estos últimos 3 años, se ha detonado un trabajo de casi 10 a 15 años,» señaló.

Las cifras hablan por sí solas. El volumen de proyectos con concesiones definitivas alcanzado en 2023 es el más alto registrado al superar los 40 contratos. Energía Estratégica repasó las resoluciones de los últimos 10 años, identificando una baja entre el 2014 al 2019, notándose una recuperación luego del 2020 con el inicio de la actual administración, con números que representan un récord en cantidad y capacidad de proyectos en el último año (ver más).

Desde LONGi consideran que el “apetito inversor” continuará impactando positivamente en la ampliación del parque de generación renovable en República Dominicana durante esta década sirviendo de ejemplo para otros mercados.

De acuerdo con cifras reveladas por Sotelo Piña, República Dominicana estima cerrar la primera mitad del 2024 con 675 MW, lo que serían 250 MW más que el año pasado. Y aquello no sería todo, el pronóstico es incrementar de 1.2 GW a 1.6 GW su meta para el 2026, sobrepasando los compromisos asumidos tras el Acuerdo de París.

Para continuar avanzando, Sotelo Piña sugiere que República Dominicana debe fortalecer la colaboración entre el sector público y privado, así como mantener el apetito por contratos bilaterales de venta de energía, aprovechando los avances tecnológicos que hacen los productos fotovoltaicos cada vez más rentables.

El rápido progreso en la potencia de los módulos, que ha aumentado su estándar de 345 W a 650 W en sólo cinco años, y el aumento de la garantía de vida útil de muchos de los productos de 20 a 30 años, dan cuenta de ello. Este avance permite cumplir con las exigencias de suministro de contratos bilaterales y generar un rendimiento atractivo para los inversionistas.

“El siguiente paso sería sin duda el tema de licitaciones a través de una demanda específica de regulador”, declaró Sotelo Piña, considerando que para seguir con el crecimiento de una matriz energética estable con cada vez más renovables sería preciso un rol activo del las autoridades indicando dónde se necesita la nueva generación.

Aquello no sería todo. El referente de ventas de LONGi en la región también consideró que para mantener el pipeline de proyectos su expertise le indica que se deberá reforzar la inversión en infraestructura crítica para evitar la saturación de la red, así como trabajar en la regulación de frecuencia y voltaje que podría llegar de la mano de soluciones de almacenamiento en baterías, y desarrollos de hidrógeno verde.

Para acceder a los testimonios completos de Rodrigo Sotelo Piña, gerente de ventas para el segmento utility en México y el Caribe de LONGi, puede ver el video del ciclo de entrevistas con líderes, disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES).

La entrada Así LONGi contribuye al fortalecimiento de la descarbonización de la región se publicó primero en Energía Estratégica.

Como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible y con el objetivo de reducir su huella de carbono, OPESSA -la red propia de YPF que cuenta con 157 estaciones-, anuncia su alianza con YPF Luz.

En esta primera etapa, la compañía proveerá de energía limpia a 21 estaciones de servicio localizadas en Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba, desde el Parque Eólico General Levalle que iniciará sus operaciones a finales de este año. La elección de estas estaciones se debe a que cuentan con cargadores eléctricos, para seguir robusteciendo la propuesta de movilidad sustentable de YPF PUNTO ELÉCTRICO.

Maite de la Arena, gerente ejecutiva de YPF, expresó: “Hoy la sustentabilidad tiene un rol protagónico en la transformación de nuestra red y este acuerdo es un ejemplo de cómo buscamos evolucionar de cara a tener estaciones más sustentables”.

Este acuerdo permitirá cubrir una demanda de energía de 12.600 MWh/año, el equivalente al consumo de 3.150 hogares, y evitar así la emisión de 2.700 toneladas de CO2e por año.

Es un hito que se enmarca en el plan de transformación que encabezó YPF en 2020, con el programa Estaciones del Futuro: un concepto centrado en transformar su red de estaciones con foco en mejorar la experiencia de los clientes, fundado en los pilares de innovación, digitalización y sustentabilidad.

Al respecto, Martín Mandarano, expresó: “Estamos felices de celebrar esta alianza con Opessa y contribuir a la movilidad sostenible a través del abastecimiento con energía renovable a diferentes estaciones de servicio del país. Desde YPF Luz, ya acompañamos a las industrias automotrices como Toyota, Ford y Honda Motor de Argentina en su camino hacia la descarbonización; reforzando nuestro compromiso con la transición energética”.

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A través de una carta formal enviada por la Presidencia de la República de Chile a Ana Lía Rojas, fue formalizada la especial invitación a la directora ejecutiva de ACERA A.G. para formar parte de la delegación empresarial que acompañará al presidente Gabriel Boric en su próxima gira por Europa. En particular, nuestra directora estará acompañando a S.E. en los primeros dos destinos de la visita, Alemania y Suecia, entre los días 9 al 14 de junio.

La gira presidencial tiene como foco prioritario fortalecer las agendas de inversión extranjera en energías limpias, la estrategia nacional del litio, y la innovación productiva. Además, se buscará impulsar el Acuerdo Marco Avanzado (AMA) firmado recientemente entre Chile y la Unión Europea (UE), y promover la cooperación en ámbitos científicos y tecnológicos.

Durante este viaje, Ana Lía Rojas se enfocará en fortalecer los lazos con actores clave en el ámbito de las energías renovables y el almacenamiento, promoviendo la visión de un Chile comprometido con un desarrollo energético sostenible.

La directora ejecutiva del gremio, expresó su compromiso con la gira y anunció que es “un orgullo y un reconocimiento para mí y para ACERA integrar esta delegación y acompañar al Presidente de la República. Nuestra misión incluye promover las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y almacenamiento, la agenda de género, y fomentar inversiones, en un camino colectivo hacia un futuro energético más sostenible».

El presidente Boric estará acompañado por una destacada comitiva de ministros y ministras, incluyendo al Ministro de Relaciones Exteriores, Alberto van Klaveren; el Ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau; el Ministro de Justicia y Derechos Humanos, Luis Cordero; el Ministro de Transportes y Telecomunicaciones, Juan Carlos Muñoz; y la Ministra de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación, Aisén Etcheverry. El Ministro de Energía, Diego Pardow, se unirá a la delegación en Alemania, y el Ministro de Educación, Nicolás Cataldo, lo hará en Francia.

Además de los representantes gubernamentales, la delegación empresarial incluye a líderes como Rosario Navarro, presidenta de Sofofa; Juan José Gana, gerente de Estrategia de HIF Global; Germán Dastres, primer vicepresidente de Conapyme; Mauricio Cárcamo, vicepresidente de Confecoop; y José Quiñilen, dirigente del sindicato de Celulosa Arauco. La delegación también contará con la participación de figuras académicas y científicas de renombre, como Bruno Díaz, presidente de la Sociedad Chilena de Astronomía; Rosa Devés, rectora de la Universidad de Chile; y Teresa Paneque, investigadora y divulgadora científica.

Este viaje permitirá a Chile reforzar su compromiso con el desarrollo sostenible y el combate al cambio climático, destacando los avances y desafíos en energías renovables y la importancia de la cooperación internacional para lograr estos objetivos. La participación de Ana Lía Rojas en esta gira subraya el papel crucial que tiene ACERA en el concierto de la industria productiva, como un ente de relevancia nacional en la promoción de las ERNC y su contribución al futuro energético descarbonizado y autóctono.

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En la Asamblea General Anual, efectuada recientemente por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados de Chile (ACENOR), se realizó la elección de vacantes del directorio de la asociación, resultando electa Verónica Cortez Silva, gerente de Energía de la Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi SCM. Cabe recordar que la empresa, dedicada a la extracción y producción de concentrado de cobre en la región de Tarapacá, se unió a la red de socios en diciembre de 2023.

Verónica Cortez es ingeniera civil industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y lleva más de catorce años en Collahuasi, compañía que está dentro de las tres productoras de cobre más grandes del mundo.

Con su incorporación, el directorio de ACENOR quedó conformado de la siguiente manera:

Francesca Milani (de Anglo American) como presidenta.
Rodrigo Sepúlveda (de AZA Aceros) como 1° vicepresidente.
Rodrigo Terrazas (de Metro) como 2° vicepresidente.
Álvaro Baeza (de Glencore) como 3° vicepresidente.
Francisco Danitz (de Codelco), Marcos Cid (de Teck) y Verónica Cortez (de Collahuasi) como directores.

En tanto, a los actuales directores suplentes, Diego Medel, Juan Andrés Barrientos, Daniel Lillo, Giancarlo Pisfil, Carolina Valderrama y Felipe Toro se sumó José Gregorio Varas y Leopoldo Gaegger.

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 Por cuarto año consecutivo, la Secretaría Nacional de Energía (SNE), junto con la Fundación Friedrich Eber Stiftung (FES Panamá), culminaron la formación de 39 jóvenes participantes de la Academia ODS7-2024, Programa de Liderazgo en Energía Sostenible, cuarta generación.

Tras su apertura el 19 de marzo pasado, la Academia ODS 7 tuvo su clausura este 1 de junio, con la graduación de los nuevos líderes en transición energética, quienes recibieron de manos de las autoridades organizadoras sus certificados que los acreditan para el desenvolvimiento profesional en sus ámbitos de trabajos. 

Durante las palabras de clausura la Secretaria de Energía, Rosilena Lindo R. resaltó el papel trascendental que tienen los jóvenes en la continuidad de la transición energética. Asimismo, Anastacio Rodríguez, director de proyectos sociopolíticos de FES Panamá, subrayó la importancia de seguir uniendo lazos para formar a más líderes juveniles por el bien de los países y del planeta.

Academia ODS7 brinda formación a jóvenes de entre 20 a 30 años de edad, la mayoría de Panamá, con la finalidad de empoderar al relevo generacional del país y garantizar la continuidad a futuro de las acciones de la transición energética sostenible, incluido el conocimiento de las políticas públicas y la implementación de la Agenda de Transición Energética nacional y regional.

La Academia ODS7 surge para generar un futuro más sustentable, donde la educación energética, ambiental y el liderazgo socio político vayan de la mano, destacó Anastacio Rodríguez, director de Proyectos Sociopolíticos de la Fundación Friedrich Ebert en Panamá.

La ceremonia de graduación, realizada en AES Panamá en Costa del Este, conllevó momentos especiales para celebrar los logros de los participantes y reconocer su compromiso con la sostenibilidad energética, así resultó con el panel: Creadores y Alumni de la Academia ODS7, moderado por la secretaria Lindo y con la participación del Ministro de Comercio e Industrias Jorge Rivera Staff (exsecretario de Energía); Jair Reyna, egresado de la Academia en 2021; Karen Marín, de la generación 2023; y Nathaly Torres de la generación 2024.

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Claudia Sheinbaum ganó las elecciones a la Presidencia de los Estados Unidos Mexicanos. De esta manera, se convierte en la primera mujer presidenta en los 203 años de la República.

Con una trayectoria política como secretaria de Medio Ambiente de la Ciudad de México (2000-2006) y jefa de Gobierno de la Ciudad de México (2018-2023), la candidata del oficialismo obtuvo la mayoría de votos en esta instancia nacional.

En palabras del presidente saliente Andrés Manuel López Obrador , aún a la espera de que el Instituto Nacional Electoral (INE) publique los resultados oficiales, sería “la presidenta posiblemente con más votos obtenidos en toda la historia de nuestro país”.

La sucesora de AMLO estuvo acompañada en este proceso democrático por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, quienes celebraron su victoria en la noche del domingo 2 de junio, ante una multitud de ciudadanos en el zócalo de México.

En el ámbito académico, Sheinbaum cuenta con un marcado interés en la sostenibilidad energética. Licenciada en Física, con Máster en Ingeniería Energética y Doctorado en Ingeniería en Energía por la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) ha desarrollado tres tesis vinculadas al estudio termodinámico de estufas de leña, la economía del uso eficiente de la energía eléctrica y tendencias de la energía residencial en México.

Durante campaña se refirió a su compromiso con la transición energética incluyendo para la mitigación de emisiones contaminantes el impulso a la movilidad eléctrica y paneles solares particularmente para las viviendas, mientras que en gran escala deslizó que en la matriz nacional apostaría a una base de ciclo combinado con gas natural acompañada de energías renovables.

Respecto a la participación de la iniciativa privada en el mercado eléctrico mayorista, la presidenta electa se pronunció a favor de un fortalecimiento de la empresa estatal que «de soberanía al sistema eléctrico» mientras se debatía por la Reforma de AMLO a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE).

«AMLO planteó que el 54% de la energía la genere CFE y el 46% los privados. Es una relación razonable. No puede ser es que se beneficie a los privados en contra de la CFE», declaró a inicio de este año 2024.

Aquello despertó críticas y cuestionamientos de diversas facciones asegurando que la propuesta del oficialismo iría en detrimento de la libre competencia y desincentivaría la participación de nuevos agentes en el mercado.

Avanzada la campaña, durante el segundo debate presidencial, la candidata por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, reafirmó enfoque social de la política que persigue implementar en el sector energético.

“Vamos a avanzar en la transición energética al 2030 en un 50% eso lo dijo México en la última COP. Autos y transporte eléctrico, paneles solares particularmente para las viviendas en el norte del país y en el sur”, aseguró.

Su conocimiento en el tema se remonta a sus años de estudiante e investigadora en el Instituto de Ingeniería de la UNAM, en los cuales abordó como temáticas principales la energía y el cambio climático, incluyendo estudios sobre política y economía de la energía, el Modelo de Energía y Emisiones para México (MEEM), escenarios futuros de consumo y producción de energía y sus emisiones asociadas de GEI, entre otros (ver más).

En línea con aquello, señaló que en torno a la transición energética “hay que trabajar en dos sentidos. El primero tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero, eso significa reducir las emisiones que provocan el cambio climático; México tiene 1.8% de esas emisiones y ahí vamos a avanzar en la transición energética que ya lo voy a mencionar un poco más adelante. Por otro lado, la adaptación al cambio climático, que es parte de lo que ya se está trabajando y que ahora vamos a desarrollar también para que podamos atender la adaptación en términos del agua, en términos de la producción en el campo, en términos de la producción industrial”.

Repasando su trayectoria política, en el marco del segundo debate presidencial también trajo a colación los casos de éxito que implementó en Ciudad de México y que considera que podría replicar a nivel nacional.

“Estamos planteando en la transición energética, por supuesto, y como lo planteé tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero que provocan el cambio climático global. La única de los tres que ha hecho acciones para el desarrollo en una ciudad de energías renovables es su servidora cuando fui jefa de gobierno: todos los techos de la Central de Abasto tiene una planta solar de 19 MW, la más grande que haya en cualquier lugar del mundo, de igual manera reforestamos 34 millones de árboles (después voy a pasar a lo que se de reforestación por parte del Gobierno Federal) hicimos 17 parques, dos plantas recicladoras de basura, una planta piloto de basura orgánica que vamos a llevar a otros lugares del país inversión de alrededor de 20,000 millones y se hizo una reducción de 2.6 toneladas de CO2 mientras fui jefa de gobierno; es decir, ya lo hicimos y lo vamos a hacer a nivel nacional”.

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Como ya había anticipado este medio, registros de la semana del 14 de mayo, indicaron que para ese mes el nivel de aportes hídricos se ubicaron en un promedio de 300.04 GWh / día, permitiendo aumentar el volumen útil del embalse agregado nacional. 

Ante estas cifras, el Gobierno de Colombia aseguró que el sector energético superó la etapa más crítica del Fenómeno de El Niño 2023-2024 y que el estado actual del sistema no genera ninguna alarma.

No obstante, este año el fenómeno de «El Niño» generó una situación de estrés severo en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas que obligó a las autoridades a tomar medidas transitorias para garantizar el suministro eléctrico y evitar racionamientos de energía.

En exclusiva con Energía Estratégica, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), Carlos Adrián Correa Flórez, hace un análisis detallado de la coyuntura y revela las lecciones aprendidas tras superar el fenómeno climático en pos de estar preparados para hacerle frente a los próximos periodos de estiaje que se vienen por delante.

Finalmente, se ha superado la etapa más crítica de El Niño. ¿Cuál es el balance de este periodo y cómo se preparan para la siguiente temporada de estiaje?

La gran enseñanza que nos dejó este fenómeno de El Niño es avanzar en la diversificación de nuestra matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. Si seguimos así, el próximo fenómeno de “El Niño” nos puede poner en grandes aprietos. 

Esto se tuvo que haber hecho hace 15 años pero no se hizo y ahora nos toca acelerar la transición energética. Debemos replicar los esfuerzos para la adopción de este tipo de tecnologías.

Pudimos superar con éxito este fenómeno de El Niño que fue bastante atípico porque los fenómenos climáticos nos pusieron a prueba. En efecto, se calentaron los dos océanos lo cual nunca había sucedido y generó dificultad en los modelos para predecir. No obstante, toda la institucionalidad se puso en funcionamiento desde marzo del año pasado y pudimos sobrellevar este fenómeno de manera bastante efectiva, sin alcanzar alerta roja ni naranja. 

La preocupación es el próximo Niño: debemos llegar con una matriz energética muy diversificada para disminuir la dependencia de fuentes hidroeléctricas. Si en el mundo estamos pensando cómo disminuir las fuentes térmicas, Colombia no puede estar pensando en cómo ampliarlas.

¿Cómo se viene desarrollando el plan de asignación a la red eléctrica de renovables, en virtud de la Resolución 075?

 No estamos conformes con la 075 ya que no pudo resolver el problema de especulación alrededor de los puntos de conexión. Es muy crítico que no hayamos resuelto ese problema en un país que está buscando acelerar la transición energética. No fue por malas intenciones de quien elaboró la resolución en 2021, pero estamos en un escenario donde la 075 no permite desarrollar con celeridad los proyectos. 

Necesitamos que el proceso de asignación seleccione los proyectos que más beneficios traigan al sistema en el menor plazo posible y que se instalen donde el país lo necesita con las tecnologías que se necesitan. Solucionar los problemas en vez de aumentarlos. Hemos solicitado ajustes en esta resolución y que se generen mecanismos que aceleren la transición energética.

¿Cómo viene avanzando el plan de Transición Energética Justa? ¿Qué acciones se están haciendo para resolver la conflictividad de las comunidades para poder ejecutar obras en La Guajira?

Desde el 2022 estamos desarrollando este plan con La Guajira. La ANLA tiene una estrategia con profesionales que están en territorio negociando para cerrar las consultas previas.  Gracias a esa estrategia se ha generado una conversación mucho más fluida en la región y se han podido cerrar proyectos como el de Colectora.

También vienen avanzando los permisos para el licenciamiento y construcción de líneas para parques eólicos en la región. 

En efecto quiero aclarar que el plan de expansión de Colectora avanza con firmeza. El proyecto tiene dos tramos: Colectora Cuestecitas y el de Cuestecitas La Loma.  El de cuestecitas La Loma ya está en construcción con un 40% de avance y se están instalando las torres. La Colectora no está parada, está andando y se terminará en el segundo semestre del próximo año. 

En el otro tramo de Cuestecitas Colectora si estamos esperando el licenciamiento ambiental de ANLA y se supone que en las próximas semanas la entidad se va a pronunciar al respecto. Una vez que se tenga la licencia ambiental se demora 100 semanas en la construcción.

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La Secretaría de Energía de la Nación volvió a criticar el estado del sector eléctrico heredado y la “falta de inversión” por parte de las gestiones anteriores de gobierno, así como también los magros avances de la transición energética en Argentina. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, apuntó que el rubro energético (eléctrico y gasífero) se encuentra en una “situación crítica” producto de “muchos años de desinversión”. 

Pero planteó que desde la actual gestión trabajan “para ordenar y que el sector energético sea sustentable en su conjunto” y, por tal motivo, remarcó la importancia de lograr una mayor prosperidad en el modus operandi general de dicho rubro. 

“Requiere que empecemos a trabajar en sincerar tarifas, ya que si no se pone sobre la mesa que haya una sustentabilidad en la cadena de pagos, es difícil proponer crecimiento”, afirmó durante un evento. 

Estas declaraciones de la funcionaria llegaron pocos días después de que el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunciara la total adhesión por parte de las empresas adeudas a la propuesta de recibir el pago mediante la emisión de bonos AE38, que cotiza al 50% de paridad.

Bono que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota) y que se utilizará como herramienta para paliar la deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) con las generadoras de energía del país por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Deuda que oscila los $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones) según información oficial, pero que con la aplicación del Bono AE38 el monto final a emitir será de aproximadamente $600.000.000. 

Por otro lado, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación planteó la necesidad de que las inversiones en la industria energética comiencen de inmediato para volver a tener un sector con competencia, saneado en términos económicos, y en crecimiento. 

“Es el momento de apostar en Argentina. Desde el gobierno establecemos un montón de cambios en reglas para normalizar el funcionamiento, técnica y económicamente de un sector que estuvo fuertemente intervenido”, manifestó. 

“Si Argentina empieza a tener recuperación, también será fundamental que se haga mucha eficiencia energética y gestión de demanda, porque esperamos que haya mayor demanda industrial para producir bienes y servicios”, agregó.

Y si bien desde el gobierno subrayaron que buscan generar reglas de mercado para mayor certidumbre y desencadenar que el privado pueda celebrar contratos a largo plazo, desde la entrada en vigencia de la actual gestión aún oficialmente no se establecieron normativas para una mayor penetración renovable en la matriz y expansión de la red. 

Por ejemplo, el mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero (mediante el sistema de cap and trade) fue anunciado en el primer borrador del proyecto de Ley de Bases, pero finalmente no quedó en la versión definitiva que se debate en el Senado (ya con media sanción en Diputados), sino que podría salir como una resolución o decreto del Poder Ejecutivo. 

Y por el lado de la transmisión eléctrica en Argentina, la propia Beljansky anticipó en enero del corriente año que se instrumentarían mecanismos de iniciativa privada que procuren la inversión en un esquema de competencia internacional (ver nota). 

Mientras que a finales de abril confirmó que “en los próximos días” saldría una nueva resolución del gobierno que facilite inversiones privadas para el desarrollo y construcción de obras de transporte eléctrico en más de 132 kV; aunque dicha disposición aún no salió a la luz en el Boletín Oficial y el sector está a la espera de su publicación. 

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LONGi, fabricante en el top tres en producción de módulos fotovoltaicos a nivel mundial, cuenta con dos divisiones, una de generación distribuida donde ataca el mercado de sistemas comerciales e industriales, y en la otra cubren la parte utility scale.

Desde el Grupo de Negocios Utility, Danilo Pacavita, Product & Solution Manager Mexico & Caribbean de LONGi, destacó la motivación que tiene la empresa para ampliar sus negocios mientras reactiva la dinámica del mercado.

“Llevamos más o menos un periodo en México de 5 años donde no se han desarrollado proyectos o construido proyectos de una forma fuerte y la tecnología ha cambiado bastante”, advirtió Danilo Pacavita.

Por ello, del lado de LONGi lo que estarían buscando en este momento es introducir sus nuevos módulos que están basados en tecnología TOPCon y IBC Technology que están empezando a tener una buena acogida en México.

“Pronto lanzaremos módulos de hasta 24 % de eficiencia que, si vemos hace 5 años estábamos más o menos en el 17%, entonces se vuelve un factor principal para optimizar temas de costos de generación y optimización de los terrenos que se tienen destinados para el proyecto”, reveló el referente de LONGi durante el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Esta apuesta por aumentar la eficiencia del módulo estaría destinada a que los modelos de generación tengan números más óptimos en términos de performance ratio de la planta y menores pérdidas durante el periodo de vida útil del proyecto.

Más allá de la tecnología, Pacavita también puso el acento en la investigación y el estudio de cada proyecto para que haya un cierre financiero adecuado.

“Desde LONGi estamos aportando más allá que con tecnología de punta como TOPCon e IBC. Estamos apostando bastante al servicio que incluye análisis detallados de los modelos, incluso modelos financieros, que pueden llegar a impactar en el proyecto y cómo en números se demuestra lo bueno de implementar módulos de alta eficiencia viéndose reflejado de acuerdo al PPA que tiene cada uno de nuestros clientes”, aseguró el referente de LONGi en FES Mexico.

Considerando PPAs de 8 años, 10 años y hasta 15 años este especialista en utility reforzó la idea de que los clientes van a poder ver reflejada una mejor tasa interna de retorno cuando tomen una decisión informada sobre qué tipo de módulo implementar.

Este acompañamiento sería necesario en mercados como el mexicano que atravesaron una etapa de varios años con proyectos en stand by y sin subastas que motiven el desarrollo de proyectos de gran escala bancables a largo plazo.

“Lo que buscamos en este punto especialmente en la parte utility es asesorar al cliente que han pasado 4 o 5 años sin ese soporte fuerte de parte de las grandes marcas y lo que buscamos ahora es mostrarles a ustedes por ejemplo para los desarrollos en construcción que tengan de aquí a 1, 2, 3 o 4 años, qué tecnologías se están vendiendo, qué módulo pueden usar en este mercado, qué vamos a ver de acá a un año en desarrollo tecnológico, qué otras tecnologías vienen y actualizar un poco el mercado para que esos números en los modelos financieros cuadren un poco mejor y pues tengamos una optimización en los diseños de los proyectos”, finalizó Danilo Pacavita, Product & Solution Manager Mexico & Caribbean – Utility Business Group de LONGi.

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IMPSA ha completado con éxito su participación en el proyecto Dhakrani de Flovel Energy en India. Reconocida por su liderazgo en equipamiento hidroeléctrico a nivel mundial, la empresa ha desarrollado un innovador Cojinete de Empuje para turbinas hidráulicas de pequeño y mediano tamaño.

El Cojinete de Empuje, esencial para el funcionamiento óptimo de las turbinas hidráulicas, fue concebido desde cero por el equipo de IMPSA, incluyendo la ingeniería detallada de sus componentes clave.

El desafío de desarrollar un cojinete axial partido, por pedido del cliente, representa un hito en la trayectoria de la empresa, demostrando su capacidad de innovación y adaptación a las necesidades del mercado.

La exportación del conocimiento y la experiencia en proyectos de esta envergadura demuestra su contribución al desarrollo sostenible y la generación de energía limpia a escala internacional.

Con este hito tecnológico, IMPSA continúa marcando la pauta en la industria de energías renovables, impulsando la innovación y la excelencia en cada proyecto en el que participa.

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Perú atraviesa una situación complicada por la ralentización del crecimiento mundial, persistentes presiones inflacionarias y la reciente agudización de la conflictividad social a nivel nacional que ha incidido negativamente en diversos indicadores económicos.

En ese contexto, el Gobierno lanzó el plan “Con Punche Perú”, que comprende 19 medidas con un alto componente social y productivo, enfocado en la reactivación económica a nivel nacional y regional. Son medidas, en su mayoría de rápida implementación, por lo tanto, de rápido impacto, a fin de lograr la recuperación de los sectores afectados por temas de la coyuntura internacional y local, como el turismo, el comercio, la agricultura, entre otros.

En el marco de este plan, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, se presentó el pasado martes a ante la comisión de Constitución del Congreso de la República para sustentar la urgente necesidad de que se apruebe la solicitud de facultades delegadas al Poder Ejecutivo, y revisar una serie de normativas con el fin de ayudar a contener el incremento de las tarifas eléctricas de millones de peruanos.

De las propuestas planteadas, existen tres leyes cuya modificación es fundamental para impulsar para el desarrollo y uso eficiente de los recursos energéticos en beneficio de todos los peruanos. Estas son:

1. Modificación de la Ley N 28832:

Esta revisión permitirá diversificar la matriz energética e impulsar inversiones en generación eléctrica a través de la energías renovables no convencionales como las fuentes solares y eólicas.

En efecto, el proyecto de ley propuesto por el Ministerio propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

El objetivo de la ley es incrementar la competencia en la actividad de energía eléctrica y promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas.

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

2.Modificación de la ley de fomento de hidrogeno verde

La propuesta busca incentivar la producción de hidrogeno verde, en el marco del contexto mundial de transición energética post fósiles.

Tras ser tratada en reiteradas sesiones del Congreso Permanente, el pasado 23 de marzo del presente año, la presidenta de la república, Dina Boluarte, oficializó la aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), a través de su publicación en el Diario El Peruano.

Esta normativa recae en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374,  y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

No obstante, la regulación se aprobó a pesar de críticas de varios referentes del sector y autoridades políticas a la definición de hidrogeno verde utilizada, en la que se define a este como “un vector energético producido con tecnologías de bajas emisión de gases de infecto invernadero”.

En efecto, según algunos congresistas, representantes de la Asociación Peruana de Renovables (SPR)  y otros expertos para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, desde el sector alertan que está definición podría traer problemas en la exportación del hidrogeno verde y sus derivados a futuros por no excluir a tecnologías como la biomasa o el bio gas y estandarizar el término a nivel internacional.

Por todo lo expuesto, Ministerio de Energía y Minas trabaja en modificarla a fin de evitar esos riesgos a nivel internacional y elaborar el texto de la mejor manera posible para mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. 

3. Modificación de la ley de manejo de la ley general de electrificación rural.

La iniciativa busca alcanzar el objetivo de cobertura electrica del 96% en la zona rural al año 2026. Asimismo, avanzar en la eliminación del suministro provisional colectivo de la venta en bloque.

Con estas tres propuestas, el ministerio busca impulsar el desarrollo eficiente de la energía eléctrica, promoviendo el uso de energías renovables no convencionales;  ir a la vanguardia y cumplir con los estándares internacionales en el camino a la transición energética post fósiles y mejorar la calidad de vida de miles de familias en zonas de difícil acceso al robustecer la seguridad energética.

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Teniendo en cuenta las ambiciosas metas del gobierno colombiano de alcanzar las 6 GW renovables antes de finalizar su gestión, empresas internacionales ven al país como una región clave para montar sus proyectos limpios. 

Además, la demanda energética a nivel nacional tiende a crecer año a año y la energía solar se presenta como la mejor aliada para garantizar un suministro confiable.

Bajo esta premisa, Marta Roca, Sales Manager Latam de Soltec reveló las intenciones de la empresa por incrementar su nutrida cartera de proyectos fotovoltaicos en Colombia, al posicionar a la nación como líder en el ranking de los países más atractivos de la compañía.

En el marco de una jornada regulatoria y técnica organizada por SER Colombia y Mundo Electrico (ver transmisión), Roca destacó: “Junto con Brasil y Chile, Colombia es uno de nuestros mercados clave. Allí, llevamos 1.6 GW entre proyectos finalizados y en ejecución y esperamos que esa cifra siga subiendo”.

Y agregó: “El futuro de la industria solar colombiana es muy prometedor y vamos en camino de tener una matriz más renovable. Se está dando el escenario para que los proyectos ocurran. Si bien hoy la mayoría están a cargo de empresas extranjeras, con el tiempo, se incrementará la presencia local y conseguiremos una mayor maduración del mercado renovable. Vamos en camino de tener un futuro más limpio.”.

En este sentido, la experta señaló la importancia del rol del EPCista en la ejecución de los proyectos para seguir promoviendo la industria y los riesgos que afronta al asumir semejantes responsabilidades.

“El epecista le da vida al proyecto. Su acción empieza desde el diseño de ingeniería de la planta para intentar minimizar el CAPEX y el OPEX, hasta la compra de los equipos y la construcción de la planta. Su rol es vital también en la fase final donde se ven los resultados de ese diseño”, advirtió.

En otras palabras, el EPECista participa de todo el proceso y es el responsable de garantizar un buen desempeño que permita una vida útil de entre 30 y 35 años y cumpla con las expectativas del inversor.

Por todo lo expuesto, Roca alertó que los riesgos asumidos por esta figura son muy altos, por lo que es fundamental hacer un buen análisis de cotización y mantener una gestión impecable una vez se firma el contrato para que haya los mínimos contratiempos posibles.

De acuerdo a la especialista, Colombia enfrenta desafíos importantes en la asignación de permisos y en la importación de equipos por la falta de infraestructura logística, lo cual genera problemas en la cadena de suministro.

Para resolver esos retos, Roca afirma: “Contar con un marco regulatorio estable es crucial. Nos solemos encontrar con problemas de contratiempos por temas de permitting. Se agradece mucho que los trámites sean cada vez más ágiles y fáciles de conseguir. Si bien no todo se puede planear, agilizar la burocracia ayuda a la gestión del proyecto”.

Y concluye: “También es fundamental que las políticas tengan una visión a largo plazo y no se cambien las reglas de juego. Las últimas modificaciones que hubo en las subastas hicieron que muchos proyectos se frenen. Las consecuencias para una empresa ante estos cambios son muy grandes”.

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El Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), centro de investigación y de formación post-universitaria sobre temas energéticos, continúa ampliando su oferta académica destinada a la formación de profesionales y la vinculación con la transición energética argentina y de la región. 

Mirta Gariglio, directora ejecutiva del CEARE, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica, donde explicó cómo se compone la oferta académica de la entidad que lleva casi 24 años en el sector y cuáles serán las opciones que se avecinan para este 2024. 

“El CEARE está muy comprometido con la mitigación del cambio climático y el nuevo marco legal que acompañe la energía, de ser cada vez más descarbonizados y mejorar la matriz energética. Y durante 2024 tendremos los primeros 30 especialistas que egresarán de la Carrera de especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático”, sostuvo. 

“Tenemos mucha expectativa porque creemos en la necesidad de formar recursos humanos con esa mirada, porque la trascendencia de la energía eléctrica está en el mundo y no se puede abordar la descarbonización de la matriz sin esa herramienta”, destacó.

A mitad de año culmina la primera camada de la Carrera de especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático, pero desde el CEARE insistirán en esa iniciativa, a tal punto que ya se encuentra la inscripción para la segunda cursada, que dará inicio el 6 de agosto del 2024. 

Serán clases semanales sincrónicas los días martes a las 18:00 hs. (hora de Buenos Aires, Argentina) complementadas con material asincrónico audiovisual y material de estudio y consulta permanente. Y en total, la carrera tendrá una duración de 408 hora (278 horas el 1° año y 130 hs el 2°)

Mientras que las personas graduadas estarán capacitadas para enfrentar los desafíos asociados a los aspectos regulatorios económicos, jurídicos, técnicos y ambientales que los habilitarán para elaborar políticas públicas, gestionar y realizar evaluaciones, consultorías, gerenciamiento y dirección de todos los nuevos desafíos que aborda el sector para la mitigación y adaptación frente al cambio climático.

“El que se recibe del CEARE sale con la herramienta para presentar un proyecto de este tipo de energía en una licitación o cualquiera sea el contrato. Lo mismo pasa con aquella persona de una empresa que quiere establecer la eficiencia energética. Y para aquellos que exportarán lo que produzcan, cumplir con las normas de cambio climático y la reducción de la huella de carbono será fundamental porque sino habrá una limitación paraarancelaria”, destacó la directora ejecutiva del CEARE. 

Además, el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética tendrá un posgrado en economía del hidrógeno de bajas emisiones; e incluso fue consultado por la Secretaría de Energía de la Nación para el marco normativo del hidrógeno de bajas emisiones y tenemos mucha expectativa por su desarrollo en el país. 

“Estamos en el medio de cumplir metas ambientales para 2030 y estas carreras dan herramientas e instrumentos a quienes cursan, por lo que es importante involucrarnos en las nuevas tecnologías (…) En Argentina, el desarrollo energético quizás sea como gran exportador de energía y el H2 sea el segundo nivel de ingreso de divisas al país después de lo agrícola – ganadero”, complementó la entrevistada. 

La formación de especialistas en algunos de esos temas es crucial, que salgan preparados e informados. Se requiere ese input de especialistas que puedan medir el futuro y acompañar el desarrollo de cada uno de los programas, a la par que se le incorporan temas muy puntuales y técnicas como la sostenibilidad, sustentabilidad energética y escenarios a trabajar. 

“Y desde el CEARE se brinda una formación en el diálogo entre el sector público y privado para prever las dificultades en el ámbito energético y las cuestiones que avanzan fácilmente. Es decir que les damos herramientas e instrumentos para el futuro”, subrayó Gariglio. 

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Seraphim, empresa clasificada como proveedora de módulos solares Tier 1 por Bloomberg NEF, registra una capacidad de producción anual de 12 GW en diferentes plantas alrededor del mundo.

Con oficinas en más de 25 países y un alcance de sus productos en más de 110 países busca continuar creciendo en distintas latitudes y Latinoamérica no es la excepción.

Tal es así que fue una de las Diamond Partners principales para los eventos Future Energy Summit (FES) en Argentina, México, Centroamérica y el Caribe, donde sus directivos tuvieron una participación destacada.

“Seraphim estamos tratando de mostrar al mercado realmente en lo que se ha convertido Seraphim, la calidad de nuestro producto ha sido siempre el común denominador y la bandera insignia de cómo hemos llevado adelante nuestros negocios”, señaló José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de Seraphim.

Durante el evento de FES en el Caribe, José Luis Blesa González señaló que Seraphim es una compañía que viene mostrando un crecimiento sostenido y que si bien es una variable constante en prácticamente todas las compañías de fabricación solar fotovoltaica, señaló que llegaron tiempos para marcar la diferencia.

“Hoy, bien es sabido que los precios están en su mínimo histórico, eso va de la mano con lo que ha sido la evolución de los costos. En este mismo escenario el año pasado yo comenté cuando los precios estaban yo calculo que cerca de un 80% más de lo que están hoy, que esa era nuestra propia visión al respecto y que eso iba a conllevar otros retos que tienen que ver con la supervivencia de las compañías, hasta qué grado pueden ir reduciéndose los costos manteniendo la calidad, manteniendo la fortaleza financiera de las compañías”, señaló Blesa González y, ante un auditorio de más de 400 profesionales de las energías renovables, añadió:

“Va a haber una gran purga en términos de compañías solares. Ya se ha visto en la reciente lista de Tier 1 (…) Habrá que ver cómo sigue evolucionando esa situación”.

Hoy por hoy, en términos de producto se está masificando el uso del producto de tipo-n TOPCon. Sin embargo, Seraphim es una compañía que no se enfoca específicamente en una sola tecnología, ni en un solo tamaño de celda o de dimensiones de panel, por lo que además de crecer en cuanto a capacidad de producción de módulos están trabajando en el desarrollo de variedad de soluciones de alta calidad enfocados constantemente en optimizar los costos.

Tal es así que en su abanico de oferta alrededor del mundo cuenta con celdas monocristalinas y celdas policristalinas; módulos Series S4, Series S4 Bifacial, Series S4 de vidrio doble liviano y Series S4 TOPCon. Pero aquello no sería todo.

Recientemente, también lanzaron la Serie S5 y Serie S5 Bifacial, con potencia máxima de salida hasta 610 W y 21,55% de eficiencia en 60 celdas y potencia máxima de salida hasta 670 W y 21,57% de eficiencia en 66 celdas.

Adicionalmente, la empresa está evaluando su participación en toda la cadena de valor de la estructura de módulos, del bill of materials (BoM), por lo que están llevando a cabo una serie de alianzas estratégicas que les permitan cubrir más mercado.

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Risen Energy, fabricante líder mundial de soluciones fotovoltaicas, arrasa en la región con la venta de sus módulos solares por sus altos estándares de calidad.

En efecto, recientemente fue galardonado con la prestigiosa etiqueta Top Brand PV 2024 de EUPD Research durante Solar Storage México 2024, un evento de alto perfil celebrado en Expo Guadalajara en Guadalajara, México.

En línea con su objetivo de seguir marcando tendencia en la región, Vanderleia Ferraz, gerente de Producto para Latinoamérica de la firma, reveló los ambiciosos planes para este año, en una entrevista a Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit.

“Risen finalizará el año con 48 GW de capacidad de producción de módulos, con 21 GW dedicados a HJT. Continuamente incorporamos mejoras en esta tecnología, consiguiendo mayores eficiencias y rendimientos energéticos”, explica. 

Y agrega: “Nuestras capacidades de producción en masa incluyen celdas ultrafinas de 90 μm, que brindan mayor confiabilidad, y módulos de hasta 725W con una eficiencia del 23,3%. Sabemos que HJT es la mejor tecnología, pero la estamos mejorando aún más”.

De esta forma, la empresa invierte mucho en I+D, centrados en el desarrollo de la tecnología heterounión. Se trata de una tecnología tipo N con numerosas ventajas sobre otras soluciones, que incluyen mayores eficiencias, mayor producción de energía sin pérdidas LID y PID, menores tasas anuales de degradación de la energía y un coeficiente de temperatura de la energía más bajo. 

De acuerdo a la experta, los módulos HJT experimentan menos pérdida de energía en condiciones reales de funcionamiento debido a la temperatura y mantienen más del 90% de su energía original después de 30 años. 

Todas estas ventajas conllevan una mayor generación de energía por kW instalado y una reducción del coste de la energía generada, conocido como LCOE (Levelized Cost of Energy).

Mercados más atractivos y desafíos por delante

Ferraz planea extender la fuerte presencia en países como Colombia, México y Brasil, hacia la región del Caribe, con especial apetito por República Dominicana.

“Tenemos una importante participación de mercado, especialmente en el segmento de generación distribuida. Por ejemplo, en Brasil, los módulos Risen representaron casi el 20 % de todos los instalados en 2023. La idea es replicar esa presencia en mercados del Caribe como República Dominicana a través de nuestros socios regionales y locales”, afirma.

Según la ejecutiva, si bien el Caribe enfrenta desafíos tales como el estancamiento del segmento de proyectos a gran escala en algunos países, tienen buenas expectativas en cuanto a cambios de políticas y la reactivación de estos proyectos. 

“Otro reto importante es la baja calidad de los módulos que ingresan al mercado. Esto socava la confianza de los clientes de la industria solar debido a resultados que están muy por debajo de las expectativas y promesas hechas durante las ventas del proyecto”, advierte.

En este sentido, revela que es bastante común, por ejemplo, que algunos fabricantes vendan una determinada potencia de salida que sus módulos en realidad no ofrecen, según las especificaciones de la hoja de datos. 

No obstante, es optimista y concluye: “Creemos que a medida que el mercado adquiera más conocimiento sobre tecnologías, se volverá más calificado y estas situaciones ocurrirán con menos frecuencia”.

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Con la presencia del gobernador de San Luis, Claudio Poggi, y directivos de las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar, junto a otras autoridades nacionales y provinciales y representantes de la comunidad, quedó inaugurado el primer parque de energía eólica “San Luis Norte”, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano al norte de la provincia de San Luis. 

El parque, que se despliega en un predio de 1500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 Mw de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares.

Este complejo renovable, construido en asociación entre PCR y ArcelorMittal Acindar, tiene previsto, según se anunció en el acto, una etapa adicional que consiste en la construcción de un parque de energía solar con 18 MW de potencia que lo va a convertir en el primer parque de generación de energía renovable híbrida del país, poniendo en valor el recurso eólico y el solar que tiene esa región de la provincia. De esta forma, el complejo tendrá una capacidad instalada total de 130,5 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad para 210 mil viviendas por año, al mismo tiempo que contribuirá a una reducción de emisiones anual de 190 mil toneladas de carbono. 

“Nos sentimos muy orgullosos de poder inaugurar nuestro primer parque de energía eólica en la provincia de San Luis y también por poder comunicar hoy nuestro compromiso de iniciar la construcción del parque solar ampliando su capacidad de generación a otros 18MW, convirtiéndose así en el primer parque hibrido de la Argentina. Se trata de un paso más que damos como compañía, demostrando que somos protagonistas e impulsores de la transición energética de nuestro país, brindando soluciones para favorecer la descarbonización de las industrias que buscan contribuir con un planeta más limpio” aseguró Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

Por su parte, Federcio Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura. Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones a la atmósfera”, afirmó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar.

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EDP, cuya sede de energía renovable está en España, acaba de inaugurar su primer proyecto en Chile, el Parque Eólico Punta de Talca. Localizado en la comuna de Ovalle, en la Región de Coquimbo, ya se encuentra operativo.

EDP, cuarto productor global de energía eólica, es líder mundial en energías renovables y tiene presencia en 30 mercados.

En Sudamérica, donde la empresa cuenta con activos por valor de más de 7.000 millones de euros, esta operación se convierte en la segunda mayor del grupo.

El acto de inauguración ha contado con la presencia del ministro de Energía de Chile, Diego Pardow Lorenzo, así como de representantes de la compañía eléctrica.

El parque está compuesto por 14 aerogeneradores, cuenta con una capacidad instalada de 83 MWp, una producción anual que equivale al consumo de 95 mil hogares y permitirá evitar la emisión de 140 mil toneladas de CO2 cada año.

Con una inversión total de casi 111 millones de euros, la construcción de este parque, que supone el primer proyecto de este tipo para la compañía energética en Chile, generó más de 350 empleos directos, fomentando la economía local.

João Marques da Cruz, CEO de EDP en América del Sur, destacó la importancia de este proyecto, señalando que “esta inauguración representa un paso crucial en nuestra estrategia de crecimiento en Sudamérica.

Chile es un mercado clave para nosotros debido a su compromiso con la energía limpia y su potencial de crecimiento en el sector renovable. Punta de Talca es el inicio de lo que esperamos sea una fructífera relación con Chile, reforzando nuestra posición en el mercado global y compromisos en el desarrollo económico de las comunidades locales”.

La compañía llegó a Chile en 2021 y actualmente maneja una cartera de proyectos que suma aproximadamente 1000 MWp, incluyendo desarrollos eólicos, solares y de almacenamiento de energía. En 2023 se adjudicó una licitación de terrenos públicos que le permitirá desarrollar más de 300 MWp en proyectos de energías renovables en la comuna de Taltal.

Asimismo, en 2023, EDP en Chile anunció el desarrollo de tres proyectos de energía eólica en las regiones de Ñuble y Los Ríos, junto a una promotora local.

Esos parques sumarán más de 450 MWp y generarán más de 1.300 GWh de energía limpia al año, capaces de abastecer cerca de 650.000 hogares anualmente. Está previsto que estos proyectos entren en operación entre 2027 y 2030.

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La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), la empresa eléctrica público-privada más grande de la República Dominicana, fija metas claras en su proceso de descarbonización y activos operativos al 2030.

Su estratégica incluye aumentar el parque de generación renovable no convencional, duplicando lo que tienen actualmente en centrales eólicas y solares construidas o en obra.

“El objetivo que nos hemos fijado para el 2030 es adicionar 1000 MW de energías renovables. Eso lo venimos ejecutando exitosamente”, introdujo Rodrigo Varillas, Chief Financial Officer de EGE Haina.

En la actualidad cuentan con 515 MW de capacidad operativa o en etapas de construcción con un mix tecnológico que incluye instalaciones fotovoltaicas con módulos bifaciales o monofaciales, con seguidores y sin seguidores, y en el caso eólico diferentes tamaños de turbinas incorporando los componentes más adecuados en cada caso.

Pero su estrategia va más allá de aumentar sus activos en operación. Según comentó el CFO de la empresa, en cuanto a financiamiento gracias al apoyo de la banca local e internacional, los mercados de capitales y entidades de índole financiera, también están enfocados en bonos.

“Emitimos exitosamente el primer Bono verde de la República Dominicana, internacionalmente el primer Bono dominicano vinculado a la sostenibilidad, y si bien tuvo sus retos y sus temas con una curva de aprendizaje, en general los agentes, el mercado, acompaña o sea le gusta la estrategia, les gusta para dónde va la empresa y le gusta para dónde va la República Dominicana”, mencionó Rodrigo Varillas.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Varillas aseguró que seguirán buscando en el mercado ese tipo de financiamientos.

“Es un producto más que de alguna forma complementa porque le da un producto más a ese mercado y genera más oferta de esos títulos que, a su vez, le permiten a los individuos tener en sus portafolios ese tipo de inversiones y contribuir y alinearse con el objetivo. Entonces, tienen un efecto de comunicación pero también tienen un efecto de Capital Allocation dentro del mercado para que estén esos fondos asignados a los proyectos que contribuyen a ese objetivo de largo plazo”.

República Dominicana permitiría proyectar nuevos negocios en ese sentido, no sólo por el compromiso del país en su transición energética y sostenibilidad sino también por la demanda en alza que existe.

“Algo que permite todo este crecimiento y toda esta “bonanza” de energías renovables es el crecimiento de la demanda de la República Dominicana; o sea si el país estuviera estancado en su crecimiento de la demanda o en su crecimiento de la economía, la historia es muy diferente para los inversionistas, para los bancos, etcétera. Pero un sector que incrementa su demanda como lo hace la República Dominicana te da mucho espacio, mucho oxígeno, para la adición de nuevos proyectos de nuevas generaciones, sin necesariamente amenazar parte de la generación y de la base existente, que puede ser un reto en otros lugares”, reflexionó el CFO de EGE Haina.

En cuanto al mix energético, identificó que aunque hay una transición muy marcada hacia una mayor penetración de las energías renovables, que se puede ver reflejada en la cantidad de proyectos que adquirieron concesiones en el último año, también se refirió al potencial del ciclo combinado con gas natural como complemento incluso antes que el almacenamiento en baterías.

“Es una transición por definición y ahí hay retos tecnológicos como la instantaneidad de la demanda versus el poder de respuesta que tengo, si el recurso está o no está en el momento que se necesita. Hay diferentes formas y tecnologías para resolverlos, algunas más económicas que otras”, consideró.

En tal sentido, evaluar el costo nivelado de energía para los proyectos en tal o cual tecnología sería crucial para terminar por definir el mix energético por el cual apostar para invertir.

“Hoy en día, nosotros lo que vemos y esto es algo que va evolucionando y cambiando es que la tecnología, que le da la firmeza al sistema que las energías renovables por sí solas no le pueden dar, son los ciclos combinados en gas natural. Visto desde el LCOE, por lo tanto apostar por esos proyectos de manera inmediata combinados con las energías renovables es lo que lleva al menor costo al consumidor final que al final el objetivo de todos es energía confiable al costo más competitivo y segura”.

El almacenamiento en baterías no estaría descartado. Incluso en el mercado dominicano existe obligatoriedad para incorporar determinado porcentaje en proyectos de generación eléctrica variable. Ahora bien, desde la perspectiva del referente empresario aún sería preciso responder algunas preguntas para que la ecuación termine de cerrar a los inversionistas.

“Específicamente sobre las baterías está el tema de dónde ponerlas, en qué momento y qué servicios. Porque las baterías son como un vehículo, el vehículo puede ser un taxi o un vehículo familiar, osea tienes muchos usos para las baterías: puedes regular frecuencia, puedes mover la curva, almacenar en las 12 del mediodía y mover a las 8 de la noche; o sea, depende el uso que se le da las baterías, tiene diferentes puntos de equilibrio para esa decisión de inversión”, concluyó Rodrigo Varillas, Chief Financial Officer de EGE Haina.

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En atención a la nueva ola de energías renovables que está atravesando la región latinoamericana, cada vez más empresas analizan nuevas oportunidades de negocios mediante productos y servicios integrados para diversificar la matriz energética hacia fuentes más limpias.

Bajo esta premisa, Runergy, una empresa destacada en el sector de energía solar, tiene ambiciosos planes para 2024. En una entrevista con Energía Estratégica, en el marco de Future Energy Summit, Omar Ávila, Regional Sales Manager de la compañía revela sus intenciones de instalar 200 MW en proyectos solares distribuidos en los diversos mercados donde tiene presencia, tales como México, Colombia, Perú, Ecuador y República Dominicana. 

“Estamos apuntando alto. Somos muy fuertes en EEUU por lo que el reto, además de alcanzar esos 200 MW, es posicionar la marca en Latinoamérica. El balance de años anteriores ha sido muy positivo, especialmente en República Dominicana”, explica. 

En ese sentido, Ávila subraya que este país se mantiene como líder en la región caribeña en la implementación de sistemas de energías renovables, una tendencia que esperan continúe con la reelección del presidente Abinader. 

«Es muy buena noticia que se mantenga la misma línea, con marcos normativos estables que permitan a las compañías proyectar de mejor manera sus inversiones en este mercado súper atractivo. Esperamos que las señales regulatorias en favor de las renovables se mantengan,» comenta.

Según el experto, otros países prometedores para la compañía son Panamá, Colombia y Ecuador, donde también se están desarrollando regulaciones que hacen estos países cada vez más atractivos para la inversión en energías renovables.

“En la medida que los países crecen económicamente y van ingresando más compañías, los gobiernos van decidiendo aprovechar esas oportunidades. La continuidad de estas regulaciones durante al menos los próximos 4 o 5 años es crucial para el desarrollo sostenido del sector”, advierte.

En efecto, Ávila señala que el mercado del autoconsumo y utility en la región está en expansión. Si bien hay países más avanzados que otros, la tendencia general es incorporar más centrales de energías limpias, con algunas naciones duplicando su capacidad instalada interanual. 

Para dar respuesta a esa gran demanda energética, el experto destaca: “Estamos muy comprometidos en ofrecer un equipo sostenible que cumpla con los más altos estándares de fabricación. Nuestros procesos de producción están supremamente auditados que se acoplan a los requerimientos ESG de los inversionistas”.

En este sentido, Runergy se distingue por sus avances en tecnología solar. La compañía fabrica una amplia gama de módulos solares, enfocándose en maximizar la eficiencia energética con paneles más compactos pero de alta proyección energética. 

«Nuestro centro de innovación y desarrollo se enfoca en extraer la mayor cantidad de energía posible del menor espacio en silicio. La empresa está apostando fuerte por los paneles tipo N y HJT, con planes de introducir avances en estas tecnologías al mercado a finales de año para optimizar la producción energética”, insiste

Por todo lo expuesto, Runergy se prepara para jugar un papel crucial en la expansión de la energía solar en América Latina y el Caribe. Con un enfoque claro en la innovación, la calidad y el compromiso con la sostenibilidad, la empresa está preparada para enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que presenta el mercado de energías renovables en la región.

 Los planes de adicionar 200 MW este año son un testimonio de su ambición y capacidad para liderar en este sector dinámico y en constante evolución.

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GCL, fabricante integrado verticalmente de módulos fotovoltaicos con más de 30 años de experiencia a nivel internacional, fortalece su participación en toda la región latinoamericana.

En especial, en Centroamérica y el Caribe ha retomado actividades en los últimos dos años con el objetivo de lograr entre un 10 a un 20% de cuota de mercado con crecimiento de manera orgánica.

La empresa que ya acumula capacidades interesantes de suministro de módulos en el Caribe, especialmente con clientes de República Dominicana, empieza a interesarse además por mercados centroamericanos como Panamá, Guatemala y Honduras, en atención a las nuevas subastas que se han anunciado desde estos países.

“Prestamos mucha atención a lo que cada uno de los gobiernos está desarrollando. Y a lo que ellos están apostando es obviamente a tener energía limpia en porcentajes más altos y tener un porcentaje de participación que les permita cubrir demandas, inclusive en los puntos más lejanos”, valoró Luis Miguel Gómez, gerente de ventas para Centroamérica de GCL.

“Como tecnólogos tenemos que enfocarnos en proveer productos que tengan garantías a largo plazo y que permitan tener un [rápido] retorno para estas inversiones que ahora mismo son muchísimo más importantes”, subrayó el referente de ventas en el ciclo de entrevistas con líderes de Future Energy Summit (FES).

Como fabricante, GCL se alinea a la tendencia actual ofreciendo tecnología tipo-n con el valor añadido de trabajar continuamente por aumentar los porcentajes de eficiencia y generación en beneficio de los clientes.

“Hemos alcanzado nuevos récords de eficiencia. GCL como tal está desarrollando productos que tengan una innovación y sobre todo un diferencial interesante para los mercados del Caribe”, aseguró Luis Miguel Gómez.

Es así que, en atención a las condiciones climáticas adversas que se pueden presentar en esta zona, principalmente para sistemas de generación distribuida han avanzado en mejoras en la performance de sus módulos con valores de resistencias y cargas mecánicas mucho más altas de las estandarizadas y certificados por laboratorios terceros.

Además de alcanzar potencias arriba de los 695 W y 700 W, para el segmento utility la empresa está enfocada en la optimización de espacios de sus módulos y aprovechando su estrategia corporativa de estar verticalmente integrada, ha llegado a desarrollar una de las familias más amplias de celdas, incluyendo las celdas rectangulares y cuadradas de 210 mm.

“También estamos enfocados a ser más eficientes por metro cuadrado”, sostuvo Luis Miguel Gómez.

Aquello no sería todo. Un punto importante que no pasa desapercibido para GCL es brindar la confianza como marca para que un proyecto que opte por sus módulos se acerque más a un cierre financiero óptimo.

“La tecnología ha avanzado de manera estrepitosa en términos de capacidad y en términos de investigación. Sin embargo, creemos que lo más importante también es su bancabilidad y la prueba final de campo”, añadió Gómez.

Es por ello que el referente de GCL en la región destacó lo crucial que se vuelve que los sectores financieros avalen las garantías de los fabricantes y cómo desde industria se contribuye con empresas con track record sostenible que van generando un buen historial en la implementación de nuevas tecnologías como la tipo-n que es tendencia, la HJT que va en alza y la perovskita en la cual se continúa trabajando para aprovechar la aleación de los de los minerales.

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Risen, empresa líder de la industria fotovoltaica, cuenta con 45 GW de capacidad de producción de módulos y 33 GW de celdas en sus fábricas de primer nivel.

Su estrategia de negocios incluye ampliar su participación en plazas estratégicas de la región. Y en la actualidad, México se posiciona como uno de los mercados más atractivos dónde suministrar sus productos.

“Aprovechando el crecimiento del mercado en estados como Jalisco y Nuevo León estamos muy enfocados en fortalecer la cooperación con nuestros socios”, aseguró Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen., durante el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Jalisco y Nuevo León son estados que lideran en generación distribuida en México, superando los 500 MW y 300 MW instalados, respectivamente en el cierre del 2023. Por lo que, desde la compañía están atentos a su red de distribuidores en estas entidades federativas.

“Vemos que el tema de la regulación de la que tanto se habla es un punto muy importante para que el crecimiento siga y pueda conseguir más market share en el solar en estos estados Jalisco y Nuevo León y también claro en el resto de México”, añadió Ferraz.

Al respecto, es preciso señalar que entre los temas en debate para generación distribuida se destacan la elevación del límite de 500 kW y la metodología de contraprestación colectiva que podría dar lugar a nuevos modelos de negocio.

En un mercado donde aún está todo por hacer, Risen llega con una propuesta de tecnología HJT que desde 2018 vienen desarrollando y que desde 2022 están implementando en mercados latinoamericanos.

“En Brasil, que es nuestro mayor mercado, el año pasado estuvimos entre los cuatro top importadores con más de 1 GW y la mayor parte fue con tecnología HJT”, aseguró la gerente de producto para la región de Risen.

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Según la especialista de producto de Risen, las celdas con tecnología HJT basadas en obleas tipo-n, además de tener mayores eficiencias también tiene menores coeficientes de temperatura.

Un valor adicional en el que habría trabajado Risen es en minimizar la degradación de esta tecnología, lo que resulta en mayor generación a lo largo de los 30 años de la garantía de performance.

Aquello sería atractivo no sólo para el segmento de generación distribuida sino también para utility scale. Al respecto, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, subrayó:

“Risen desarrolló un tipo específico de encapsulación para enfrentar los retos de las tecnologías HJT, que normalmente presentan por ejemplo mayores degradaciones, entonces Risen ha trabajado en esta tecnología no solo para mejorar los aspectos de la celda sino también los aspectos de los módulos para garantizar no solo mayor generación sino también que todos los inversionistas tengan mayor confiabilidad y con esto mayor retorno financiero de las plantas”.

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Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste  en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

Según la resolución, dicha ampliación se realizará mediante equipos convencionales con características similares a los existentes. Para ello, se empleará en la disposición interruptores de potencia tipo tanque vivo, seccionadores tipo apertura central y transformadores de tensión y corriente tipo pedestal, entre otros.

Este parque prevé generar 45,3MW en su primera etapa y será compuesto por 80.248 módulos fotovoltaicos, emplazados en un área de 85ha.

A su vez, con el proyecto “Horizonte de Verano”,  la empresa también contempla la producción de hidrógeno y amoniaco verde con una inversión estimada de US$ 12,000 millones y una capacidad de generación solar de hasta 5,85 GWp en sus cinco fases, lo que representaría casi la mitad de la capacidad instalada de generación eléctrica del país al día de hoy.

De acuerdo a información de la empresa, tendría un gran impacto en la reducción de las emisiones de CO2, evitando la emisión de 4.960.000 toneladas CO2/año cuando esté finalmente construido.

De esta forma, la multinacional espera obtener la totalidad de los permisos necesarios para la construcción del proyecto durante el primer semestre de 2025. La primera fase entrará en operación a mediados de 2027 y la última fase a inicios de 2032.

Cabe destacar que la inversión de Majes Sol de Verano SAC, subsidiaria de Verano Energy, originalmente buscaba establecerse en Chile pero encontraron mayores beneficios en Arequipa, una de las regiones con mayor radiación solar en Perú.

En efecto, el desarrollo de energías renovables en Arequipa no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

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El gobierno de Santa Fe brindó más detalles de la nueva edición del programa Prosumidores 4.0, el cual fue lanzado a mediados de mayo del corriente año por la Secretaría de Energía provincial con el objetivo de promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. 

Desde la entidad encargada de la cartera energética santafesina remarcaron que el programa implementará un esquema de balance neto de facturación, el cual tendrá una serie de incentivos para los usuarios – generadores. 

Más allá del pago por parte de la Empresa Provincial de Energía (EPE) por la energía que no se consuma y se inyecte a la red a través de un proyecto distribuido ($62/kWh para usuarios residenciales y $61,47/kWh para no residenciales), la edición Prosumidores generará un reconocimiento extra al kWh inyectado a la red. 

Esto último se debe a que se reconocerá tanto el beneficio ambiental de generar energía limpia, libre de gases de efecto invernadero, más la potencia de cada instalación, según explicaron desde la Secretaría de Energía de Santa Fe. 

“Esto transformará un beneficio extra al del pago del precio mayorista para prosumidores productivos ($20/kWh – 32% a 36% adicional) y para pequeños prosumidores ($12/kWh – 20% al reconocimiento de la distribuidora), aplicado sobre la energía inyectado en caso de que se trate de pequeñas demandas y sobre la energía total generada en caso de grandes demandas”, especificaron. 

“La vigencia de este incentivo será de 5 años y para el primer año del programa Prosumidores 4.0, el gobierno santafesino invertirá más de $140.000.000”, aclaró Maria Cecilia Mijic, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia.

El programa Prosumidores 4.0 tendrá un incentivo mayor para el sistema productivo ya que contará con línea de financiamiento verde de $120.000.000 que lanzó el Consejo Federal de Inversiones (CFI), que tendrá un plazo de hasta 48 meses (60 para energías renovables) y hasta 6 meses de gracia (incluidos en el plazo total); mientras que el CFI financiará hasta el 80% de la inversión.

Además, los usuarios – generadores con beneficios de programas anteriores podrán adherir a Prosumidores 4.0, repotenciando sus instalaciones renovables desde un 50%. Mientras que los U/G con conexiones en paralelo que no cuentan ni han contado con beneficios de programas anteriores, también podrán hacerlo ingresando su solicitud por medio del sistema de autogestión.

“Queremos que la generación distribuida sea cada vez más accesible, por lo que estamos trabajando en que cada vez haya más procesos simples y que cualquier opción de asociativismo se pueda hacer”, subrayó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, . 

Es decir, que la gestión provincial busca que un mayor número de usuarios se inclinen por tecnologías más limpias y descentralizadas, y de ese modo se sumen a los 1108 prosumidores conectados a la red (residenciales y de escala productiva, como industrias y pequeñas y medianas empresas), a la par de profesionales que se añadan a la vasta lista de más de 120 proveedores de equipamientos de renovables en la provincia.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero – Energética, UPME, en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En una reciente mesa de trabajo que contó con la participación del ministro Andrés Camacho; el viceministro de Energía, Javier Campillo; el director de la UPME, Carlos Adrián Correa junto con el equipo del Ministerio; se revisaron aspectos relacionados con las disposiciones regulatorias que son necesarias para la implementación de dichas comunidades.

La consolidación de las comunidades energéticas es una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia y la CREG está trabajando en que este proyecto de resolución se expida en el menor tiempo posible.

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Cuatro años atrás, Colombia experimentaba un crecimiento acelerado de inversiones en proyectos renovables que parecía no tener fin y posicionaba al país como uno de los más avanzados de América Latina en diversificar su matriz.

Si bien las principales generadoras del país como EPM, Enel, Celsia e Isagen nunca han dejado de construir nuevos proyectos ante la fuerte demanda de energía, especialistas advierten un estancamiento en el avance de nuevas centrales limpias y demoras en la entrada en operación de desarrollos que ya están en periodo de pruebas.

Esto es altamente perjudicial para Colombia teniendo en cuenta que fenómenos climáticos adversos como “El Niño” obligan a reducir su dependencia hidroeléctrica para garantizar el suministro eléctrico nacional.

En este contexto, Miguel Lotero, ex viceministro de Energía de Colombia y experto en la formulación de políticas públicas para el sector minero energético, reconoce esa desaceleración del auge renovable y explica sus motivos en diálogo con Energía Estratégica. No obstante, es optimista y afirma que el interés de los inversionistas aún persiste.

Muchos expertos alertan por un parate en el boom de las renovables en Colombia. ¿Qué motivó ese estancamiento?

Hay varias razones. Desde el 2014 (con la promulgación de ley de renovables) hasta el 2018, la tasa de crecimiento de las energías renovables fue exponencial: pasamos de 0 de capacidad instalada en renovables a 1200 MW con las dos subastas al final del gobierno pasado. La tasa de crecimiento era muy impresionante y fácil de ver pero como era de esperar, ese crecimiento se fue estabilizando.

Además, hemos tenido una época difícil en el sentido de tasa de cambio y tasa de interés. El peso colombiano se debilitó respecto al dólar en los años de pandemia, lo cual complicó las inversiones renovables.

También, hubo una posición deliberada del gobierno actual de no acompañar a los proyectos.  El sector de energía en Colombia es muy poco sensible al gasto público: no necesita fondos del gobierno para desarrollar proyectos. En contraposición, el Estado sí debe dar seguridad en la regulación y acompañamiento al sector privado en el desarrollo, sobre todo, en los temas de permisología y en lo vinculado al acompañamiento en comunidades. Se produjo un desescalamiento importante frente a lo que pretendía el gobierno anterior y eso el sector lo ha sentido. 

Coyunturalmente, hubo una concentración muy alta del sector energético en Colombia en los últimos 6 y 8 meses de afrontar la situación de sequía y el fenómeno de El Niño y eso fue fundamental. Todo el sector estaba con la tensión puesta en eso.

Sumado a esto, ha habido bandazos regulatorios en los cuales se ha desfigurado la institucionalidad del sector. Hoy en día tenemos un solo comisionado simple del cuerpo regulatorio que es la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el resto de los 6 comisionados independientes no han sido nombrados en propiedad. Eso es un problema institucional bastante fuerte para el sector porque la comisión no está produciendo la regulación según las reacciones del mercado.

Debido a esa falta de funcionamiento de la CREG, el gobierno ejecutivo ha tomado algunas funciones que generaron inestabilidad en el corto plazo de lo que sucede en el sector. 

No obstante, a juzgar por las solicitudes de derecho de conexión de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), uno ve que los inversionistas no han dejado de tener interés por las renovables. Ejemplo de ello, es la capacidad de conexión a la red que se pide.

 El año pasado se asignaron alrededor de 7 GW en conexiones y esa generación era parte de un gran universo de las 57 GW adicionales que estaban en solicitud. Si tienes 57 GW en pipeline de los cuales asignas 7 GW y tu capacidad instalada total a nivel país es de entre 18/20 GW: estos números son un buen termómetro. A su vez, se espera a mitad de año con la UPME, que se puedan asignar alrededor de entre 6 y 9 GW otra vez.

Entonces, si bien señale las razones de desaceleramiento, uno mira que el interés de los inversionistas no ha bajado.

¿Por qué motivos cree que demoran tanto en entrar en operación los 1029 MW que tiene Colombia en periodo de pruebas?

Muchos de esos proyectos son desarrollados por una empresa y ejecutados por otra. Eso puede generar asimetrías de información que haya que cubrir en temas ambientales.

También en Colombia hay un tema de capacidad institucional de las entidades regionales y nacionales que están a cargo del permitting. Las regionales no tienen las capacidades técnicas para analizar ciertas cosas y hay retrasos porque los procesos no están bien habilitados. 

En el caso de las entidades nacionales como Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay una saturación de la capacidad operativa que puede significar cuellos de botella. Adicionalmente, los proyectos que requieren consulta previa, necesitan un acompañamiento gigante del gobierno el cual se ha visto desescalado por la administración actual.

Si esta situación perdura, creemos que tres años es muy poco tiempo para que entren los casi 4 GW de proyectos asignados por la Subasta de Cargo de Confiabilidad. Las garantías ayudan a filtrar la seriedad del desarrollo y la financiación pero es complejo porque son difíciles de conseguir para algunos desarrolladores.

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Con un potencial renovable considerable y un mercado en evolución, Perú tiene la oportunidad de convertirse en un referente regional en energías limpias.

No obstante, el impulso hacia la transición energética en el país requiere de marcos legales y reglamentarios claros con visión a largo plazo que favorezcan el desarrollo y la adopción de energías renovables. 

En línea con estos objetivos, desde hace años se está discutiendo en el Congreso un proyecto de ley clave para impulsar las energías limpias en Perú pero que aún no logra conseguir la mayoría y convertirse en ley.

Esta iniciativa propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Tal como ya había explicado Energía Estratégica, el objetivo de la ley es promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas..

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

En este marco, Luis Cabrejos, experto del sector energético, destaca a Energía Estratégica la urgencia de aprobar este proyecto de ley así como la creación de un reglamento para impulsar la generación distribuida en el país.

“La propuesta de ley busca hacer más competitivas las inversiones en energías renovables al permitir que una planta solar pueda licitar contratos de energía divididos por bloques. Esta modalidad brinda una mayor flexibilidad y competitividad, facilitando la entrada de las energías limpias en el mercado energético peruano”, explica el experto.

Aunque este proyecto de ley ha enfrentado varios retrasos a lo largo del tiempo, lo cual ha generado incertidumbre en el sector, Cabrejos cree que su aprobación es solo cuestión de tiempo, ya que el mercado necesita cada vez más energías renovables para satisfacer la creciente demanda energética. 

“Con la participación de múltiples actores interesados, la presión para aprobar la ley es cada vez mayor, y se espera que el proyecto se materialice en los próximos años”, afirma.

A su vez, el especialista plantea otro aspecto crucial para el crecimiento de las energías renovables en Perú: la implementación de un reglamento para la generación distribuida. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Cabrejos sostiene que un reglamento claro para la generación distribuida fomentaría esta modalidad, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

De esta forma, el especialista enfatiza que la masificación de la generación distribuida podría tener un impacto significativo en el sistema energético del país. 

“Al brindar incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad, se puede avanzar hacia un modelo energético más sostenible y descentralizado. Con la generación distribuida, Perú podría aprovechar mejor sus recursos solares, impulsando el crecimiento de las energías renovables a nivel local”, concluye.

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Trina Solar, empresa con 27 años de experiencia en la producción de módulos fotovoltaicos, continúa ampliando su gama de productos y presencia a nivel global con el fortalecimiento de nuevas unidades de negocios como Trina Tracker y Trina Storage.

Como Trina Storage, desde 2022 están integrados verticalmente, con una fábrica propia de celdas donde cuentan una capacidad de producción de 20 GWh de celdas de almacenamiento.

Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage, comentó que han trabajado en la densificación de celdas en respuesta a las tendencias del mercado y demandas más crecientes de más capacidad y energía disponible.

“En la celda misma que es fabricación nuestra hemos pasado de 280 Ah a 306 Ah y ahora a 314 Ah que es un 15% más de capacidad de almacenaje en un mismo espacio físico”.

“Luego, hemos trabajado en el gabinete, donde ya tenemos soluciones de 4 y 5 MWh de almacenaje en el gabinete”.

“Además, hemos trabajado en la seguridad del producto, tema que toma mucha importancia el día de hoy, con una serie de sensores de medición en la misma celda, temperatura y voltaje y un sistema BMS (Battery Management System) para trabajar en caso de que aparezca algún incidente en en el contenedor”, detalló durante su participación en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Desde su área de I+D, Trina ya cuenta con 800 personas abocadas exclusivamente a almacenamiento y enfocados no sólo en temas de densidad de celdas, capacidad del gabinete o seguridad de los sistemas. Según explicó Vicente Walker, están interesados en garantizar más energía real disponible.

“Lo que es más importante para el cliente es la energía usable, es decir cuánto de esa energía o de esa capacidad de almacenaje del contenedor es la que verdaderamente puedes usar y cómo eso se trabaja en la vida útil del proyecto”, consideró.

En tal sentido, indicó que del 100% de energía que ingresa, ocupan pequeños porcentajes para su operación, como ser un 1% para el sistema de climatización, destinando la gran mayoría a la energía disponible para los clientes.

“Nosotros al día de hoy estamos entregando de las mejores curvas de energía usable real del gabinete, descontando todas las pérdidas que tiene el contenedor de almacenamiento”, destacó Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage.

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El sector renovable de Latinoamérica continúa en constante crecimiento y cada vez atrae más actores que se posicionan en el mercado para diversificar su matriz energética, avanzar en la transición energética y mitigar los efectos del cambio climático. 

SL Rack, empresa alemana dedicada mayoritariamente a la fabricación de estructuras para suelos y cubiertas planas e inclinadas y seguidores fotovoltaicos, es una de esas entidades que acompaña el camino hacia la sustentabilidad y que dijo presente en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean. 

Por tal motivo, Oscar Rubio, sales manager Ibérica & Latam de SL Rack, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit (FES) y analizó las diferencias entre LATAM y Europa en la materia y las tendencias que se avecinan en estructuras solares para ambos mercados. 

“Siempre tenemos que analizar la ubicación del proyecto, realizar los cálculos estructurales para garantizar el cumplimiento de las normas vigentes en cada país. Por lo tanto, en el ámbito técnico, todos los procesos desarrollados en Europa se trasladaron a Latinoamérica, principalmente al Caribe”, señaló. 

Aunque con la particularidad respecto a la optimización máxima de las estructuras, ya que anteriormente contaban con factores de seguridad muy elevados por la propia falta del know-how, mientras que actualmente se optimiza al máximo la solución a suministrar en pos de lograr el precio más bajo con productos de primer orden, alta calidad y que produzca lo máximo posible. 

“Sin embargo, una diferencia muy grande es cómo son los participantes del mercado latinoamericano y el europeo. Hay una estrecha relación entre el cliente final y los correspondientes proveedores de productos”, aclaró Rubio. 

Por el lado de las tendencias, el sales manager Ibérica & Latam de SL Rack reconoció que suelen ser similares en todos los mercados y, por tanto, desde la compañía apuestan por estructuras para cada cubierta, adaptándose a cada tipo que pudiera haber en los países y la forma de construir. 

“La premisa es adaptarse, a la par de hacer hincapié en el tipo de cubierta (plana o inclinada) y del suelo. Aunque sí es cierto que los vientos son muy elevados en la zona del Caribe, de hasta 240 km/h, por lo que no se implantaron tanto los seguidores solares, sino que el mercado está orientado a estructuras fijas”, subrayó. 

Y es por ello que desde SL Rack tienen objetivos claros en la internacionalización de la empresa, mediante el traslado de su forma de trabajar, cooperar y relacionarse con los clientes, por lo tanto se  enfocan en LATAM y el Caribe con cubiertas industriales y proyectos con estructuras fijas y marquesinas. 

“El producto estrella en la región es proyecto sobre suelo con estructura fija y sobre cubierta para naves industriales. (…) Igualmente, la tendencia es que se implanta mucho el seguidor fotovoltaico en Latinoamérica, ya que la diferencia de coste es similar y produce un 20-25% más de energía”, complementó durante ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit.

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Solis, fabricantes de inversores en el top3 global, garantiza los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más estrictas para el sector eléctrico.

Enfocados al 100% en electrónica de potencia, esta marca cuenta con una de las gamas de productos más amplias de inversores disponibles en Latinoamérica que van desde 0.7kW a 350 kW.

Aquello no sería todo. Además del abanico de potencias que cubren para el segmento residencial, comercial-industrial y utility, la estrategia de este fabricante es tropicalizar su oferta para atender las necesidades locales.

“Contamos con todas las certificaciones requeridas para todos los mercados en los que atendemos desde Canadá hasta la Patagonia chilena y argentina”, aseguró Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis.

“En México, ya tenemos 10 años de desarrollo, de tropicalización de todos nuestros productos en conjunto con nuestros partners principales”, agregó Rodríguez durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en México.

Para el segmento comercial-industrial, Solis cuenta con la gama más variada y de las más tropicalizadas para el mercado mexicano por el diálogo cercano que tienen con distribuidores y clientes principales que requieren instalaciones ongrid, offgrid e híbridas.

“En Solis hacemos productos hechos a la medida para el mercado mexicano”, subrayó Rodríguez.

Entre su oferta para este mercado se destaca el equipo de 60 kW trifásico 220 V, los de 124 kW para media tensión, que entran dentro de la regulación de la generación distribuida. Y para proyectos de mayor potencia, acaba de lanzar inversores híbridos trifásicos a 220 V y trifásicos a 440 V.

Adicional a eso, para sector utility también esta marca está presentando su inversor de 350 kW y, según reveló Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis, cuentan con “muchos proyectos en cotizaciones” con este inversor pero aún están a la espera de señales del gobierno para avanzar.

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La Cámara Panameña de Energía Solar, gremio que agrupa a las empresas dedicadas a la industria de la energía solar en el país, emite la presente nota para reiterar la urgente necesidad de cesar las prácticas desleales que están afectando al sector y manifestar su reconocimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención.

En los últimos meses, hemos observado con preocupación cómo las distribuidoras de electricidad, que tienen el rol regulador sobre la aprobación de instalaciones de paneles solares, han incurrido en prácticas que podrían considerarse desleales y que están afectando negativamente a las empresas del sector solar.
Entre las preocupaciones principales se destacan:

1. Conflictos de intereses: Las Distribuidoras, al actuar como reguladores y certificadores en el proceso de instalación de paneles solares, demandan a las empresas suministrar todos sus planos, permisos e incluso datos completos del cliente para tomar decisiones sobre la viabilidad de la instalación del medidor. Esta práctica, que ha venido en aumento, permite a las distribuidoras influir de manera injustificada en la aprobación o denegación de proyectos solares, generando un ambiente desigual y perjudicial para la competencia.

2. Retrasos injustificados: Hemos detectado un patrón de retrasos injustificados en el proceso de aprobación de instalaciones de paneles solares realizados por nuestras empresas asociadas. Estos retrasos no solo encarecen los proyectos, sino que también afectan la confianza de los consumidores.

3. Obstaculización en la Interconexión: Además, hemos recibido múltiples reportes de dificultar la conexión de sistemas solares aprobados a la red eléctrica, lo cual perjudica a nuestros clientes y a la expansión de la energía solar en Panamá.

La Cámara Panameña de Energía Solar reitera que estas prácticas no solo dañan a nuestras empresas miembros, sino que también obstaculizan el desarrollo sostenible y eficiente del sector energético en Panamá.

Las empresas dedicadas a la energía solar cumplen con sus obligaciones fiscales, contribuyen a la seguridad social mediante el pago de cuotas a la Caja del Seguro Social y generan un importante número de empleos en el país, siendo una fuente de crecimiento económico y sostenible.

Queremos expresar nuestro agradecimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención en la investigación de estas prácticas.

Confiamos en que su mediación y acciones contribuirán a establecer un entorno más justo y regulado, donde todas las empresas puedan operar sin trabas injustificadas y de manera competitiva.

Asimismo, hacemos un llamado a las distribuidoras de electricidad para que cesen inmediatamente estas prácticas y promuevan la transparencia y la equidad en todas sus operaciones.

La Cámara Panameña de Energía Solar seguirá vigilante y trabajando conjuntamente con ACODECO y otras entidades reguladoras para asegurar que el crecimiento de la energía solar en Panamá se desarrolle en un entorno justo, competitivo y sostenible.

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Con la expedición de la Resolución CREG 101-043 el pasado 25 de abril de 2024, la UPME precisó este miércoles que espera un aumento significativo de las solicitudes de incentivos tributarios en materia de respuesta de la demanda, por parte de nuevos sectores en temas relacionados con digitalización, buenas prácticas operativas y medición inteligente.

“Tras las novedades regulatorias, estamos muy optimistas desde la UPME que el volumen de nuevas solicitudes de incentivos tributarios se intensifique, ya que da nuevas herramientas para que sectores como el minero, hidrocarburos, termoeléctrico e industrial puedan presentar solicitudes para su viabilización técnica y económica.

Esta es una gran noticia pues permitirá que Colombia pueda avanzar más rápidamente en las metas de ahorro energético proyectadas a 2030, al permitir la concurrencia de nuevos actores con iniciativas en gestión eficiente de la energía” manifestó Adrián Correa, director general de la UPME.

Es preciso indicar que el Plan de Acción Indicativo del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía- PROURE estableció a 2030 una meta de ahorro acumulado de 1.688 peta joules, equivalentes al 10% del consumo de todo país en el año 2021, de los cuales 192 peta joules provendrían de acciones de respuesta de la demanda, donde se encuentran cobijados los sectores antes mencionados.

El ente de planeación recordó que con este nuevo marco normativo se impulsará un avance expedito en la transición energética justa, al permitir la participación de nuevos actores, quienes se suman a la cadena de gestión activa de la demanda y en consecuencia, podrán tomar mejores decisiones en su consumo energético.

Para conocer más detalles de las medidas de acción a las que los sectores de industria, minero, generación térmica e hidrocarburos pueden acceder para lasolicitud de incentivos tributarios puede consultar la Resolución UPME 319 de 2022 disponible en www.upme.gov.co

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La expansión de la energía solar en Alemania está avanzando inexorablemente, como lo demuestran las cifras más recientes. El objetivo de 88 GW de capacidad de energía solar establecido para 2024 ya se alcanzó a mediados de mayo, lo que subraya el continuo impulso y el creciente interés en la energía solar. Qué oportuno que Intersolar 2024 se celebre en Múnich del 19 al 21 de junio, donde Growatt se presentará como uno de los principales proveedores de soluciones energéticas descentralizadas en el stand B3.230.

Esto hace que sea aún más interesante para los visitantes nacionales e internacionales de la feria conocer la amplia cartera de productos de Growatt. Esto incluye sistemas pequeños para balcones como el microinversor NEO 800M-X y el nuevo e innovador sistema de almacenamiento para balcones NOAH 2000, así como inversores preparados para baterías para viviendas particulares. Además del inversor monofásico MIN-XH preparado para baterías, que está disponible en clases de potencia de 2,5kW a 6kW, Growatt también exhibirá los inversores trifásicos MOD 3-10KTL3-XH y MID 11-30KTL3-XH, que cubren todas las áreas relevantes para el sector residencial. También se exhibirá la nueva batería APX HV, que tiene un diseño modular y puede ampliarse en cualquier momento en incrementos de 5kWh hasta una capacidad energética máxima de 30kWh.

Growatt también presenta sus inversores híbridos WIT para el sector comercial e industrial (C&I). Hay dos series diferentes, el WIT 29.9-50K-XHU con el sistema de almacenamiento de baterías AXE 30-65H-E1 y el WIT 50-100KTL3-HU con la batería comercial APX. Estos productos pueden verse in situ y experimentarse en acción.

Por supuesto, otros productos de la extensa cartera de Growatt también estarán en exhibición en la feria, como los inversores fuera de la red SPF 6000ES Plus, los cargadores de vehículos eléctricos THOR y las estaciones de energía portátiles como el Growatt HELIOS, INFINITY o VITA. Estaremos mostrando estas y otras innovaciones en nuestro gran stand de exhibición durante Intersolar.

«Intersolar en Múnich nos brinda cada año la plataforma perfecta para mostrar nuestras últimas tecnologías y productos mientras entablamos un diálogo con instaladores, socios y personas interesadas», dijo Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. «Estamos orgullosos de ser parte de este mercado dinámico y en crecimiento y esperamos presentar nuestras soluciones que hacen una contribución importante a la transición energética».

En el stand de Growatt, los visitantes podrán ver de cerca los dispositivos en exhibición, tocarlos y discutirlos con los expertos de Growatt. Alemania ha demostrado ser líder en el campo de la energía solar y Growatt está listo para apoyar este progreso con sus soluciones energéticas innovadoras.

¡Visita a Growatt durante Intersolar en el stand B3.230!

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Continúan las repercusiones tras la primera edición de Future Energy Summit (FES) en el mercado mexicano, el evento del que participaron stakeholders del sector energético comprometidos con la transición energética en México.

EDF México, BID Energy, Tuto Power y Suministradora Fénix participaron del panel de debate denominado “Visión de líderes sobre el futuro energético de México”, de la que trascendieron importantes declaraciones sobre las señales que esperan de los candidatos a la presidencia de México y las medidas que se deberán tomar para garantizar la sostenibilidad del sector eléctrico.

“Lo primero que hay que hacer es tener reglas claras”, señaló Gerardo Pérez, CEO de EDF Renewables Mexico.

“Las autoridades, sean quienes sean, del color que vengan, que se pongan a trabajar en reglas claras, que tengamos certeza jurídica, que es uno de los aspectos más graves de lo que ha pasado en los últimos cinco años en nuestro sector”, consideró el referente de EDF en México.

Esta empresa que ha estado desarrollando y operando proyectos de energía limpia en todo el país desde el año 2000, cuenta con más de 1 GW de capacidad eólica y solar fotovoltaica greenfield puesta en servicio, a lo que esperan sumarse nuevas tecnologías como solar flotante y geotermia.

“Hoy hay muchísimos proyectos detenidos por esa falta de certeza jurídica”, añadió Gerardo Pérez, quien además se desempeña como presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

A aquello, adhirió Andrea Lozano Bravo, directora general de BID Energy, empresa experta en suministro de energía eléctrica en el mercado mexicano quien observó la necesidad de destrabar no solo proyectos de generación sino también de distribución y transmisión para atender a los usuarios actuales y a la demanda creciente:

“Hay nuevos proyectos latentes y nos toca, como parte de participantes del mercado, incentivar y trabajar de manera colaborativa con el gobierno para lograr esto”, observó.

Como la como presidenta de la Asociación de Suministradores Calificados, Andrea Lozano Bravo, indicó que desde el gremio están manteniendo un vínculo con diferentes entidades como la CRE, CENACE, SENER, etcétera, para lograr una apertura a la mejora continua en términos regulatorios, en términos operativos buscando principalmente la transparencia del mercado y una mayor liquidez del mercado eléctrico.

“La transparencia de información nos permitirá a todos los participantes del mercado tomar medidas para poder mitigar riesgos y buscar un mercado muchísimo más eficiente en donde sobre todo el usuario final tenga el conocimiento claro”, sostuvo.

Y agregó: “el incentivar a que exista mayor infraestructura claramente ya vamos tarde pero por supuesto que esté la apertura al diálogo entre gobierno e iniciativa privada es de vital importancia”.

Juan Ramón, director Adjunto de Suministradora Fénix, coincidió con sus colegas panelistas en la necesidad de redes, subrayando que es una planificación que deberá liderar el gobierno y el sector privado colaborar y sumando al debate la necesidad de estar atentos a garantizar un suministro eléctrico renovable para el usuario final.

“Los que estamos en la iniciativa privada, los que estamos en el suministro calificado, lo que necesitamos es que haya claridad en la parte de generación; cómo asegurarnos de que los proyectos que económicamente tienen sentido se desarrollen, haya más energía y la podamos hacer llegar al usuario final, que el usuario final está deseando que llegue y muy muy importante necesita que llegue energía renovable y limpia. No es un tema ni siquiera de cambio climático, son empresas que tienen que venderle a clientes finales, a veces fuera de México, que le exigen que su suministro y sus procesos estén descarbonizados”.

De allí que desde Suministradora Fénix además de proyectos hidroeléctricos y térmicos propios, buscan ampliar su cartera de proyectos con tecnología solar y sumar otros tantos renovables de terceros para nuevos clientes que vienen a México y buscan energía limpia y competitiva.

En línea con ello, Dario Leoz, director general de Tuto Power, reconoció que para atender la llegada de nuevas industrias que busquen relocalizarse en México motivadas por la ola de nearshoring también será preciso reforzar la infraestructura.

“A todos nosotros con el tema del nearshoring nos están diciendo que una de las soluciones es el autoabasto aislado. Pero no es una solución si no tiene ese refuerzo en la transmisión y en la distribución, porque qué hacemos con un autoabasto aislado para atender un parque industrial, si no podemos conectar cargas por separado con ese mismo autoabasto aislado. Da la sensación de que ese es el plan que vamos a traer; con lo cual, el nearshoring sin agua, sin transmisión, sin infraestructura no va a ser una oportunidad lograble sinceramente”.

Desde Tuto Power acumulan 574 MW (1,995 GWh) en cinco estados de la República, destacándose el complejo fotovoltaico Puerto Libertad de 404 MWp (317,5 MW nominales) en Sonora, y según anticipó Dario Leoz, buscarían duplicar estas cifras a partir del próximo año.

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JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, continúa entre los primeros fabricantes a nivel mundial. Con una trayectoria caracterizada por la calidad de sus productos desde el 2007 cubre 165 países y regiones con tecnología de primera.

“Somos clasificados como triple AAA y eso le da tranquilidad a los inversionistas para la financiación”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

Más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023, son una muestra del alcance de este fabricante.

En la actualidad su estrategia involucra ir migrando su proceso y capacidad de producción de tecnología p-type a n-type para dar respuesta a la demanda creciente en los distintos segmentos del mercado.

“En toda nuestra capacidad, que son alrededor de 90 GW, el 20% solamente se hace en tipo-p y el 80% de nuestra producción está yendo al tipo-n”, precisó la portavoz de JA Solar.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, explicó: “Tenemos módulos tanto para generación distribuida que son módulos muy específicos que los epesistas piden y también los módulos para todo lo que son proyectos de utility scale”.

En Colombia, JA Solar suple a un gran volumen de proyectos a gran escala, siendo clave ser los principales proveedores de módulos para Celsia.

“En Colombia ya tenemos 700 MW construidos en proyectos de utility scale y en los próximos años esperamos crecer más”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

En República Dominicana, donde fue llevado a cabo el evento de FES, la empresa tiene varios ejemplos de éxito en proyectos emblemáticos de utility scale como el parque solar Calabaza y también en generación distribuida, con una gran participación de mercado en este segmento.

“Como JA Solar en la isla más o menos tenemos el 30% por el Market share en todo lo que se ha puesto en generación distribuida, que son alrededor de 300 MW”, subrayó María Urrea.

En Guatemala, una de las plazas estratégicas en Centroamérica, también han participado de un proyecto de valor como lo es Orus; en el cual, la empresa la dueña del proyecto tiene un laboratorio técnico en el que ponen a prueba la performance de los módulos arrojando desde hace más de cinco años unas métricas a favor de la calidad de los módulos JA Solar.

Para conocer el abanico de productos y soluciones que ofrece JA Solar puede consultarse su web oficial. Entre su oferta, se incluyen módulos con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, destacándose en la actualidad los DeepBlue 4.0 Pro.

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DIPREM, empresa que presta servicios de personal técnico especializado para diferentes fases de proyectos renovables, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit México que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Paola Forero, gerenta comercial México de DIPREM, destacó la importancia de contar con personal capacitado en las distintas fases de los proyectos y el potencial del país en la materia. 

“La tendencia es que hay muchos proyectos en fases de permisos de construcción. Esos proyectos tienden a tercerizar algunos de sus servicios técnicos especializados, donde se ha dejado en manos de otros todas las fases de ingeniería, construcción y puesta en marcha de los proyectos”, sostuvo. 

“Y el panorama hacia mano de obra en México es prometedor. Hay talento por los proyectos ya operativos, en desarrollo y construcción y los 300 parques que pueden estar esperando permisos”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” 

Cabe recordar que DIPREM es una solución de talento humano con presencia en ocho países y llegan a proveer toda la dirección de obra hasta profesionales en seguridad, medio ambiente o especialistas en turbinas, por ejemplo. 

Dentro de la región, la compañía con más de 20 años de experiencia en el mercado laboral exporta mucho talento capacitado hacia República Dominicana, Puerto Rico y en México con personal proveniente de todo el mundo. 

“Uno de los dolores más grandes de los clientes es la atracción y retención del talento técnico especializado. Y desde DIPREM buscamos solucionarlo a través de servicios integrales especializados donde apoyamos desde la dirección de obra hasta otros muchos problemas que ayudan a las empresas poder concentrarse en su core business”, aclaró Forero. 

Por otro lado, la gerenta comercial México de la compañía no fue ajena al cambio de administración que se avecina en el país, considerando que las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024 y que los candidatos de “Movimiento Ciudadano” (Jorge Álvarez Máynez), “Fuerza y Corazón por México” (Xóchitl Gálvez) y “Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México” (Claudia Sheinbaum) ya dejaron señales para el sector energético durante el debate presidencial. 

“Si el nuevo gobierno incentiva y apoya a la industria con nuevas iniciativas renovables, habrá más propuestas por parte de los empresarios de proyectos para sostenibilidad. (…) Sumado a que se observa la necesidad de incentivar el cuidado del medio ambiente a través de la reducción de la huella de carbono”, subrayó Forero. 

“Se debe seguir creyendo en la industria. Esperamos que las regulaciones cambien para bien, para que los proyectos que están en espera de poder empezar construcción puedan hacerlo; y mientras tanto todos los actores se preparan de la mejor manera con el talento, equipo, recursos y tecnología”, concluyó. 

La entrada DIPREM destacó un ritmo «prometedor» en el desarrollo de la mano de obra del sector renovable en México se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la creciente demanda energética, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar energías renovables a su matriz energética en pos de contribuir a disminuir el impacto del cambio climático.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como grandes aliados para otorgar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

No obstante, una vez finalizada la vida útil de estas soluciones, son consideradas desechos peligrosos debido a su alta densidad energética y contenido de sustancias peligrosas, así como de electrolitos inflamables.

A pesar de que se conocen estos riesgos, solo la mitad de las LIB que llegan al final de su vida útil en todo el mundo llegan a empresas de reciclaje. 

Bajo esta premisa, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) elaboró un informe en el cual evalúa las prácticas globales y regionales para el reúso y el reciclaje de baterías de iones de litio usadas (ULIB) en América Latina y el Caribe (ALC), e identifica oportunidades de crecimiento y estrategias para la adopción de buenas prácticas en la materia.

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“La región carece de un marco regulatorio sólido para el manejo de baterías de iones de litio usadas y al final de su vida útil, lo que crea retos para el desarrollo de soluciones para el manejo adecuado del fin de la vida de las baterías”, señala. 

Y agrega: “Mientras que estos vacíos en la regulación deben resolverse en el futuro cercano, también existe la necesidad de desarrollar un enfoque regional para mejorar las capacidades locales, facilitar el movimiento transfronterizo de las baterías y promover inversiones para una recolección, reúso y reciclaje de ULIB más eficiente”. 

De acuerdo al reporte, este tipo de enfoques regionales son particularmente importantes en el caso de países con un tamaño limitado como los del Caribe, cuyos volúmenes de baterías al final de su vida serán insuficientes para justificar inversiones en sus propias capacidades de gestión de baterías. 

Por ello, el BID formula recomendaciones clave para la promoción del reciclaje y el reúso de ULIB de manera segura y respetuosa con el medio ambiente. 

Estas dan prioridad a extender la vida útil de las LIB, prevenir prácticas de gestión de EoL deficientes en la región, promover la incorporación de las baterías de iones de litio a los marcos regulatorios existentes e incentivar sistemas de Responsabilidad Extendida del Productor (REP). 

Recomendaciones, según BID

Apoyar a los actores del sector público en la integración de los requisitos de las baterías de litio en las normas nacionales de gestión de residuos, el establecimiento sistemas obligatorios de responsabilidad extendida del productor (REP) y la implementación de los marcos regulatorios nacionales específicos para baterías.

Promover la gestión segura y ambientalmente responsable de las baterías de litio a través de regulaciones que incentiven el reúso/reutilización de baterías, tasas de recuperación obligatorias y el uso de materiales reciclados en baterías nuevas.
Realizar conferencias y talleres regionales enfocados en la gestión del final de la vida, facilitando el intercambio de buenas prácticas, particularmente en relación a sistemas de recolección efectivos y aplicables, junto con plataformas colaborativas. 
Fomentar la creación de grupos nacionales para soluciones de economía circular y grupos de trabajo sobre regulación para fomentar el intercambio de conocimientos, la cooperación entre actores y el desarrollo de regulaciones específicas para la gestión de baterías de litio en países con un creciente número de baterías usadas. 
Apoyar la movilización de inversiones y fondos hacia instalaciones de reúso y reciclaje de pequeña y mediana escala. 
Brindar capacitación específica a los actores involucrados en la recolección y el transporte de baterías de litio para garantizar la implementación de buenas prácticas. 
Capacitar a las autoridades nacionales, las agencias ambientales, los recolectores y los transportadores en las áreas de buenas prácticas y el cumplimiento de las reglamentaciones pertinentes, como el Convenio de Basilea, para facilitar el movimiento de baterías usadas dentro de la región.

A modo de conclusión, el banco alerta que la necesidad de fomentar las prácticas de reúso y reciclaje de las baterías de iones de litio (LIB) es cada vez más importante a medida que aumenta la demanda de vehículos eléctricos (EV), productos electrónicos y fuentes de energía renovables (RE) (entre otros sectores).

Según sus estimaciones, la cantidad de material de baterías que estaría disponible para someterse a un proceso de reciclaje en el año 2050 oscila entre 65.000 y 74.600 toneladas.

Por ello, el BID invita a los hacedores de políticas y participantes activos en los mercados energéticos, incluidos los consumidores, las empresas de servicios públicos y los reguladores a tomar en consideración estas recomendaciones y aportar “su granito de arena” para poder detonar la actividad.

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Con el objetivo de promover el uso de energías renovables y la eficiencia energética en la región de Tarapacá, la Asociación de Industriales de Iquique (AII) y la empresa desarrolladora de proyectos renovables, Andes Solar, firmaron un convenio de colaboración el cual formaliza el vínculo de la empresa con una región con la cual ha estado relacionada hace años. Este acuerdo representa un paso significativo para ambas organizaciones en su compromiso con el desarrollo sostenible y la innovación en el sector industrial de Tarapacá.

Ambas partes, representadas por Marcos Gómez Barrera, Gerente General AII, y su par en Andes Solar, Roberto Muñoz, se han comprometido a trabajar juntos en diversas iniciativas que beneficiarán tanto a sus miembros como a la comunidad en general. Este convenio busca establecer un marco de cooperación que permita desarrollar proyectos de energía solar y eólica, promover medidas de eficiencia energética en procesos industriales, fomentar la electrificación de procesos térmicos y promover el uso de vehículos eléctricos entre los asociados.

Roberto Muñoz, señaló que esta colaboración trae consigo muchas oportunidades desafiantes para Andes Solar. “Estamos muy entusiasmados con la firma de este acuerdo, creemos que podemos ser un partner estratégico muy importante para la Asociación de Industriales de Iquique. Esperamos crear muchas oportunidades para apoyar a los industriales a través del uso de tecnologías innovadoras que se pueden implementar para aprovechar el gran recurso solar de la región”.

Por su parte, Marcos Gómez Barrera, destacó la relevancia del convenio para el sector. «Los temas de generación y eficiencia energética en la región de Tarapacá son importantísimos. El generar este tipo de vínculo nos permite entregar información fundamental a nuestros asociados en la toma de decisiones en estos aspectos. Así que esperemos que esta vinculación con la empresa nos dé las herramientas necesarias para mejorar los aspectos de generación y de eficiencia energética».

Para alcanzar estos objetivos comunes, ambas organizaciones llevarán a cabo actividades como charlas y capacitaciones sobre energías renovables y eficiencia energética, asesorías personalizadas para empresas socias en sus proyectos de descarbonización, y la promoción del uso de tecnologías sostenibles en los procesos industriales.

Con respecto a las tareas comprometidas en el acuerdo, AII será el encargado de organizar programas y actividades de interés común, difundir las iniciativas conjuntas a través de sus canales de comunicación, e incluir a Andes Solar en sus eventos y proyectos de desarrollo regional.

Por su parte, Andes Solar aportará con apoyo técnico en los procesos de descarbonización, charlas y asesorías sobre energías renovables y eficiencia energética, y la promoción de los beneficios de las energías limpias y la electromovilidad.

Este convenio consolida el vínculo que Andes Solar ha tenido con la región desde el año 2014, tras el desarrollo del primer proyecto de autoconsumo en un mall en el país y la región, que se materializó con la instalación de paneles solares fotovoltaicos para el estacionamiento del Mall ZOFRI, aprovechando el gran recurso solar del territorio. Se trata de una planta, con una potencia nominal de 210 kW, que cubre alrededor del 25% del consumo total de electricidad de las áreas comunes del establecimiento. Éste fue el primer caso en el país en lo que respecta a centros comerciales y tiene por propósito fomentar el uso de energías renovables para contribuir a la protección del medio ambiente.

10 años después, esta alianza de colaboración marca un paso importante para fortalecer la colaboración entre el sector industrial y privado en Tarapacá. Se espera que las iniciativas desarrolladas no sólo beneficien a las empresas asociadas, sino que también contribuyan al desarrollo sostenible de la región, mejorando la competitividad y fomentando el uso responsable de los recursos energéticos.

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Es la central hidroeléctrica ubicada más al norte de Chile, a 120 kilómetros al oriente de Arica y sobre los 3300 metros sobre el nivel del mar, y lleva más de cinco décadas aportando energía renovable al Sistema Eléctrico nacional, se trata de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña de ENGIE Chile que el sábado recién pasado abrió sus puertas para realizar su primera cuenta pública participativa.

Pero, ¿en qué consiste esta instancia? Es un proceso voluntario de diálogo que decidió realizar la compañía para poder presentar sobre su gestión en términos operacionales, social y ambiental.

En su primera versión, asistieron vecinos de las comunidades de Belén y Chapiquiña, Carabineros de la zona, miembros de CONAF y del Cuerpo de Bomberos de Arica; quienes además de resolver sus dudas, pudieron recorrer las instalaciones de la Central Hidroeléctrica que tiene una capacidad instalada de 10,2 MW.

Sergio García, Gerente de la GBU Renovable Zona Norte de ENGIE Chile, y encargado de encabezar la actividad en el sitio, dijo: “Estamos muy contentos de recibir a más de 50 personas en nuestra primera cuenta pública participativa de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña. Agradecidos de tener la posibilidad de contarles sobre la labor que realizamos en el día a día y poder resolver sus inquietudes respecto al funcionamiento del sitio”.

Mientras que Cristián Parraguez, Jefe de Asuntos Corporativos de la Zona Norte de ENGIE Chile, destacó la instancia, explicando que “para nosotros es fundamental contar con este espacio de diálogo transparente que permite establecer lazos sólidos con las comunidades locales de manera de potenciar los territorios, su crecimiento y sus capacidades”.

La Central Hidroeléctrica Chapiquiña opera desde 1967, está compuesta por 2 Unidades que permiten tener una producción anual de energía de 44,8 GWh, evitando emitir 13.400 toneladas de CO2.

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Del 19 al 21 de junio, se celebrará en Múnich, Alemania, la Intersolar Europe, en que Tongwei presentará su destacada gama de módulos solares, impulsando la transformación energética en Europa.

Ante los altos precios de la energía y la urgencia de la transición energética, los países europeos están impulsando activamente la transformación hacia energías verdes.

Se espera que el mercado europeo mantenga un crecimiento del 24% en 2024, con una potencia instalada total estimada en Europa hasta 105 GW durante todo el año, los módulos de tipo N, con sus ventajas de alta potencia, eficiencia, confiabilidad y ganancia en la generación de energía, están recibiendo una atención y preferencia generalizadas debido a su fuerte adecuación a las demandas del mercado europeo.

Reducir los costos de fabricación y los costos de electricidad por kwh mediante los grandes tamaños y la alta potencia ya se ha convertido en una tendencia inevitable para el avance de la industria fotovoltaica, esto es completamente coincidente con el desarrollo de la tecnología tipo N y la tecnología de módulo de Tongwei.

Impulsado por gen de la ciencia y la innovación, Tongwei ha desarrollado con éxito la primera línea piloto de células grandes de PECVD Poly en la industria, lo que ha solucionado numerosos desafíos técnicos bajo las condiciones de producción a escala de contacto de tipo N, lo que ha mejorado significativamente la eficiencia de conversión. Actualmente, las células producidas utilizando la tecnología TNC de Tongwei tienen una eficiencia de producción que supera el 26.7%.

La fabricación inteligente ecológica lidera el camino hacia una baja emisión de carbono

Como la primera empresa fotovoltaica en ingresar al ranking Fortune Global 500, Tongwei se incorpora «fabricación inteligente ecológica» y tecnología innovadora en los productos, fabricando productos que se ajusten a las necesidades locales en diferentes aplicaciones y mercados.

Al mismo tiempo, mediante el uso de tecnologías clave como 5G, plataformas en la nube, y big data, se ha construido la fábrica verde más inteligente, de menor costo de proceso y más respetuosa con el medio ambiente del mundo: la Base de Tecnología Tongwei en Jintang. En comparación con los talleres tradicionales, la fabricación inteligente 5G ha llevado los indicadores clave como la eficiencia de conversión de las células, la tasa de grado A, la tasa de desechos y el costo de los materiales no de silicio a niveles líderes en la industria.

El uso de robots inteligentes IGV ha reducido la mano de obra en más del 60%, aumentando la eficiencia de producción en más del 160% y reduciendo el consumo de energía en aproximadamente un 30%. Tongwei utiliza su gen tecnológico para la fabricación inteligente de los productos de módulos ecológicos y eficientes para el mundo.

Aceleración de la globalización y la integración vertical

Los módulos de Tongwei son muy apreciados en los mercados extranjeros, exportándose a más de 40 países y regiones, incluidos Francia, Alemania, los Países Bajos, Chile, Brasil, Japón, República de Corea, Singapur, entre otros. En el futuro, Tongwei también establecerá equipos locales especializados en el mercado de Europa para proporcionar soluciones integradas de ventas y postventa adaptadas a las necesidades locales de los clientes.

Como una empresa líder mundial de células solares y silicio, Tongwei incursionó en la fabricación de módulos en 2022. Sólo en un año, el volumen de envío de módulos de Tongwei en 2023 se encontró entre los cinco primeros a nivel mundial. Desde la tecnología hasta la capacidad de producción, desde el silicio hasta los módulos, Tongwei está «acelerando el desarrollo» en todos los eslabones de la cadena industrial. En el futuro, Tongwei seguirá innovando para proporcionar a la industria más productos de alta calidad y eficiencia.

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Panamá avanza en el proceso de Licitación LPI Nº ETESA 01-24 para la contratación a largo plazo de Potencia Firme y Energía, su primera convocatoria exclusiva para centrales de generación renovable. 

Más de 100 empresas generadoras que adquirieron los pliegos de cargos fueron convocadas por la Empresa de Transmisión Eléctrica S. A. (ETESA) para participar de una capacitación en la antesala de la presentación de ofertas. 

Desde la estatal calculan que asistirán en el orden de 250 profesionales (2 o 3 personas por empresa). Por lo que, esta instancia de preparación, que se llevará a cabo en las oficinas de ETESA, se dividirá en 6 cursos, uno por la mañana y otro por la tarde de los días 29, 30 y 31 de mayo. 

El equipo de Quantum America estará presente para despejar todas las dudas que pudieran existir sobre el funcionamiento del modelo y el software Optime, que será utilizado para la evaluación de ofertas. 

“¿Cómo el software minimiza el costo total de compra? ¿Cuáles son las restricciones que aplican? ¿Cómo cargar una oferta? ¿Cómo hacer las simulaciones? Son algunas de las preguntas que responderemos”, indicó Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum America. 

Al respecto es preciso aclarar que, si bien esta licitación será a una sola ronda a sobre cerrado y a entregar en físico el día 27 de junio, los participantes deberán cargar la información previamente de manera digital.

Distinto a convocatorias previas, para la Licitación LPI Nº ETESA 01-24 en la oferta técnica se deberá aclarar el tipo de contrato, el perfil ofertado -en caso de que oferten con perfil-, potencia mínima y máxima, si están dispuestos a ofrecer flexibilidad de contratación y el plazo de inicio; en tanto que, en la oferta económica, contemplar que el precio debe tener una desagregación mensual y anual del periodo para el que se está concursando. 

Un detalle no menor es que aún resta que autoridades panameñas aclaren la metodología y criterios de evaluación de las ofertas a adjudicar. Esta semana será clave para tener definiciones sobre ese tema central.  

Por el momento, se mantendría el requerimiento de 500 MW de potencia firme, para ofertas con tecnología hidro, solar o eólica con baterías; y, solo para energía en el orden de 444 MW como máximo, dependiendo el mes en el que oferten las centrales renovables nuevas o existentes, a las que en este caso no se les exigirá hibridación con baterías.  

Plantean adendas y prórrogas para la licitación de 500 MW renovables en Panamá

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República Dominicana podría experimentar un hito significativo en el sector energético con una incorporación récord de energía solar a lo largo de este año 2024.

Este rápido crecimiento permitiría al país avanzar en sus compromisos de transición hacia energías renovables, pero también lo harían atravesar desafíos cruciales que deben ser abordados en el corto plazo para mantener la estabilidad y eficiencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

“Estos últimos 10 años, si los vemos en términos de generación renovable variable, teníamos cero eólica y cero solar. Actualmente, tenemos 425 MW en energía eólica y 700 MW en energía solar funcionando en el sistema”, introdujo Manuel López San Pablo, gerente general del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (OC).

Durante su intervención en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Manuel López San Pablo advirtió que esas cifras darán un gran salto en los próximos meses por el volumen de proyectos en construcción que se interconectarán al SENI: “De acuerdo a los datos que recibimos, 700 MW de solares entran en este año”, subrayó.

Recordando que en el primer trimestre del año, la generación de energía renovable alcanzó un pico significativo, llegando a producir simultáneamente desde 1000 MW reales con solar y eólica, el referente del OC destacó que primeramente la presencia de fuentes renovables variables repercuten positivamente en lo medioambiental y económico.

“Se estaba supliendo el 40% con energías renovables variables desde las 10 am a las 3pm. Eso deprimió los costos de los precios marginales”, resaltó.

Sin embargo, observó que el aumento de la generación renovable también trae consigo complicaciones operativas. Considerando que hay horarios y días de la semana en los que se produce desde 1000 MW reales, aparecen retos en la infraestructura de red y regulación de frecuencia que los han llevado a enfrentar restricciones operativas y vertimientos.

La estabilidad del sistema es prioridad para el OC. Cuando la integración de una gran cantidad de energía renovable genera inestabilidad en la regulación de frecuencia, el operador argumenta verse obligado a aumentar los márgenes de reserva de las energías convencionales.

“A veces se tiene que restringir la energía renovable. Hemos llegado al curtailment, sí hemos llegado al curtailment”, reconoció López San Pablo.

Las rampas de subida y bajada de la energía solar son otro aspecto crucial analizado por el referente del OC: “Viene una nube y realmente acá en el país es curioso y los parques solares bajan en 2 minutos aproximadamente 150 MW”, detalló Manuel López San Pablo.

Para atender esta variabilidad el operador requeriría más energía de respaldo, que por el momento la está encontrando en térmicas con capacidad disponible, y se espera que las soluciones de almacenamiento en baterías lleguen como complemento de renovables y como servicio para evitar la pérdida de capacidad operativa.

Visto aquello, el gerente general del OC hizo un llamado a los inversionistas privados para que participen activamente en la discusión y solución de estos desafíos. “Necesitamos discutir estos temas y tener el apoyo de cada uno de ustedes para que este mercado siga evolucionando principalmente a las metas porque esto es ahora”, concluyó ante un auditorio de más de 400 profesionales del sector energético renovable en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en República Dominicana.

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En el marco de la creciente demanda energética potenciada por los efectos del cambio climático, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar las renovables para diversificar su matriz energética.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como aliados para dar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

Bajo esta premisa, en una reciente entrevista con Energía Estratégica en el marco del Future Energy Summit, María Esparza, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, empresa líder en soluciones de energía, destacó la urgente necesidad de regulaciones que impulsen la adopción de baterías para servicios auxiliares en países del Caribe, donde los racionamientos de energía son cada vez más frecuentes. 

“La incorporación de baterías es vista como una solución esencial para gestionar la intermitencia de las energías renovables en las redes eléctricas. Sin embargo, a pesar de la disminución de los costos tecnológicos, la implementación de baterías no es financieramente viable sin el apoyo adecuado de la regulación”, afirmó.

Por ello, resaltó la necesidad de avances normativos en varios países del Caribe y América Latina: “La regulación de baterías para servicios auxiliares es fundamental para atraer inversiones. Sin una forma clara de monetizar la energía almacenada, los inversionistas se muestran reticentes”. 

De acuerdo a la experta, está necesidad está siendo contemplada por actores públicos y privados y países como Guatemala, Panamá, Costa Rica, Colombia, y República Dominicana están en diferentes etapas de desarrollo de sus marcos regulatorios para el almacenamiento de energía. 

“Aggreko espera que hacia finales de 2024 se establezcan regulaciones claras en todos estos países, lo que permitiría una participación más amplia en el mercado de servicios auxiliares y almacenamiento”, aseguró.

Asimismo, subrayó la importancia de brindar seguridad jurídica para los proyectos a largo plazo, garantizando que los acuerdos de 20 años se mantengan a lo largo de la vida del proyecto, sin verse afectados por cambios gubernamentales o de políticas energéticas.

Crecimiento del autoconsumo y el mercado de utilities

Al analizar el mercado latinoamericano, Esparza subrayó el notable incremento del autoconsumo, especialmente en el Caribe, impulsado por las elevadas tarifas eléctricas. 

“Cada vez más usuarios están optando por instalar paneles solares, encontrando en la autogeneración una alternativa más económica a la energía de la red. Panamá, en particular, se destaca por sus incentivos fiscales y financieros que fomentan el autoconsumo en todos los niveles, desde residencial hasta comercial e industrial”, enfatizó.

A su vez, reveló que el mercado de utilities también muestra un crecimiento constante debido a la creciente demanda de energía. En este sentido, Aggreko aspira a aumentar su participación en este mercado en expansión, aprovechando las oportunidades que surgen con las necesidades energéticas en la región.

Novedades y expansión de la compañía

En línea con este aumento de tecnologías renovables, Esparza señaló que 2023 fue un año muy positivo para Aggreko, con un crecimiento de dos dígitos en los últimos dos años. 

Según la experta, la empresa ha logrado consolidar una capacidad instalada considerable en la región, lo que les ha permitido fortalecer su reputación y expandir sus operaciones en Centroamérica, el Caribe y otras partes de América. Para 2024, las expectativas se centran en mantener este ritmo de crecimiento de manera sostenible, continuando con el apoyo a sus clientes en diversas geografías.

“Aggreko está en una posición sólida para liderar proyectos 100% renovables e híbridos, tanto para emergencias como a largo plazo mediante acuerdos de compra de energía (PPAs). La reciente adquisición de una compañía de sistemas solares en África y Reino Unido, junto con acuerdos globales con fabricantes de tecnologías solares, ha fortalecido su capacidad para desarrollar proyectos solares en la región”, aseguró.

Además, la ejecutiva anunció que la compañía está trabajando fuertemente en proyectos solares y de almacenamiento tanto propios como de sus clientes y que busca incursionar en el sector de energías eólicas. Esta diversificación tecnológica posiciona a la empresa como un actor clave en la transición energética de la región.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil puso a consulta pública los avisos de las Subasta de Compra de Energía Eléctrica a Empresas de Nueva Generación (popularmente conocidas como Subastas de Energías Nuevas – LEN), denominadas “A -4” y “A-6” del 2024. 

La aportes a la consulta pública se podrán enviar hasta el 3 de junio de 2024 y las convocatorias están previstas a realizarse de manera secuencial en el mes de diciembre del corriente año, que tendrán el objetivo de proporcionar crecimiento del mercado para los distribuidores del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Brasil para 2028 y 2030, respectivamente.

En la LEN “A-4” podrán participar proyectos eólicos, solares, termoeléctricas con costo variable unitario cero, y centrales hidroeléctricas mayores a 5 MW y de hasta 50 MW de capacidad, mediante parques nuevos o la ampliación de plantas de generación existentes y soluciones híbridas, con un plazo de suministro de 15 años.

Mientras que en la Subasta de Energía Nueva “A-6” se negociarán dos tipos de suministro: El primero con los mismos proyectos de la LEN A-4, exceptuando a las centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW de potencia. 

¿Por qué? Dicha tecnología tendría un apartado exclusivo para contratación en modalidad cantidad, con un plazo de suministro de 20 años, en cumplimiento de la Ley N° 14.182/2021.

Además, se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación; sumado a que en el caso de las centrales hidroeléctricas tendrán la particularidad de que los contratos establecerán la posibilidad de rescisión si el proyecto se ve afectado por un uso óptimo del curso de agua que comprometa el suministro de los lotes de energía contratados en la subasta.

Por otro lado, no podrán participar en las licitaciones A-4 y A-6 2024 aquellos proyectos híbridos con cambios en las características técnicas que resulten en la eliminación de una de las tecnologías de generación; como tampoco las centrales ganadoras de llamados regulados anteriores y que se encuentran en proceso de cambio de características técnicas, no aprobadas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Aunque quedan exentas del nuevo registro las empresas que se inscribieron en la Subasta de Energías Nuevas A-5 de 2022 para proyectos eólicos, solares fotovoltaicos, hidroeléctricos y termoeléctricos de biomasa o biogás.

Además, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil finalmente presentó una metodología para definir la garantía física de las plantas híbridas con el fin de que las mismas participen en este tipo de convocatorias 

Más de dos años sin convocatorias

De concretarse, estas serán las primeras Subastas de Energía Nueva desde el regreso de Luiz Inácio “Lula” da Silva a la presidencia en Brasil, ya que, a lo largo de los últimos años no se llevaron a cabo producto de la baja demanda por parte de las distribuidoras. 

Incluso, durante los últimos meses de la gestión de Jair Bolsonaro se canceló la LEN A-6 del 2022 porque las distribuidoras de energía no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica, como resultado de varias medidas en curso en aquel entonces, como por ejemplo la propuesta de apertura del mercado, la ampliación de la generación distribuida y el descuento de las usinas de Eletrobras.

Mientras que en 2023 (primer año del período actual de Lula), directamente no hubo llamados ni consultas públicas al respecto; por lo que desde el Ministerio de Minas y Energía indicaron que varios actores inciden negativamente y provocan el vaciamiento de estos procesos. 

“El primero que se puede destacar es el contexto de liberalización y apertura en el que se inserta el sector eléctrico brasileño. La apertura del mercado es un movimiento que se asocia a una mayor libertad económica de los agentes, ya que les permite elegir a sus proveedores de electricidad. El proceso aporta mayor libertad de elección a los consumidores, con el consiguiente aumento de competitividad, al permitir el acceso a proveedores distintos al distribuidor”, dice una nota técnica que es la base de la consulta pública.

Aún según el documento del MME, el libre mercado se viene consolidando como motor de expansión del sector eléctrico, dado que las plantas que no tienen contratos en el entorno regulado son responsables del 67% del parque en construcción, siendo el total en construcción de 15.435 MW en abril de 2024.

La entrada El gobierno de Brasil puso a consulta pública las subastas de energías renovables para este año se publicó primero en Energía Estratégica.

La región andina de América del Sur, caracterizada por su diversidad geográfica y climática, enfrenta desafíos significativos en el suministro eléctrico debido a factores climáticos extremos como El Niño. Este fenómeno, que provoca variaciones extremas en las condiciones meteorológicas, afecta directamente la generación de energía, especialmente en países que dependen en gran medida de fuentes hidroeléctricas. En este contexto, los intercambios de electricidad entre países de la región se presentan como una solución estratégica para garantizar la estabilidad y seguridad energética.

Bajo esta premisa,  Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú, aprobaron la Resolución que adopta los Reglamentos Operativo, Comercial y de la Designación y Funciones del Coordinador Regional para la implementación del Mercado Andino Eléctrico Regional.

De esta forma, se fijaron los lineamientos para que a partir del 1 de julio de 2026 se efectúen intercambios de electricidad entre dichas naciones. De ahora en más, la regulación deberá ser adaptada de acuerdo a la normativa en cada uno de los países firmantes, antes de esa fecha.

Según un comunicado de la Comunidad Andina (CAN),  la resolución aprobada establece las condiciones y procedimientos para la liquidación, facturación y pago de las transacciones internacionales de electricidad, el tipo de garantías financieras, la metodología de cálculo y el procedimiento para su implementación. También, se designaron las competencias del país que asume la función de Coordinador Regional.

Del evento en el que se firmó este convenio de integración eléctrica, participaron el Viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia, Ronald Veizaga, el Ministro de Energía y Minas (e) de Ecuador, Roberto Luque, el Ministro de Energía y Minas de Perú, Rómulo Mucho, el Jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del ministerio de Minas y Energía de Colombia, Juan Carlos Bedoya, el Secretario General de la CAN, embajador Gonzalo Gutiérrez, el director general de Transformación Productiva, Integración Física y Servicios, Diego Caicedo y como Observadores el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow y una delegación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Las autoridades consideraron que con la adopción de esta norma se marca un hito histórico en la Comunidad Andina, permite fortalecer la seguridad energética regional, promover el desarrollo sostenible e integrar los mercados energético de los países andinos.

Repercusión de las entidades del sector energético

Esta firma obtuvo el visto bueno de numerosas entidades e importantes players del sector que estaban esperando un convenio así desde hace años.

Una de ellas fue la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quién destacó que esta iniciativa permitirá la transmisión de energía entre los tres países, aprovechando así los excedentes de generación que haya en cada mercado, lo cual puede redundar en beneficios económicos para los usuarios a través de tarifas más bajas.

En efecto, Omar Prias Caicedo, director de la CREG, dijo a través de un comunicado: “Estamos consolidando un esfuerzo de varios años que no solo beneficia la economía de nuestros países, sino que también garantiza un suministro de energía más estable y a menor costo para los usuarios”.

En el caso de Ecuador, Daniel Carrillo Nieto líder de proyectos Nepos Energy, destaca a Energía Estratégica: “Un fenómeno natural como El Niño pone en riesgo la seguridad energética de los países de la región y se necesita trabajar en la regulación para poder generar más acuerdos de integración que sean robustos y fuertes. Poder cooperar entre países vecinos es una solución necesaria y oportuna». 

Además, otros expertos del sector sugieren incluir la línea de transmisión de Loja-El Oro dentro del Plan de Expansión de la Transmisión PET, para aprovechar el mayor potencial energético del país (fotovoltaico y eólico), ubicado en la provincia de Loja y su cercanía en interconexión con Perú, por la provincia de El Oro.

En conclusión, distintos representantes del sector coincidieron en que la cooperación regional no solo proporciona una solución inmediata a las interrupciones causadas por estos eventos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema energético, promoviendo un desarrollo sostenible y seguro para todos los países involucrados. La integración energética regional es, sin duda, una estrategia clave para enfrentar los desafíos climáticos del futuro.

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En la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presentamos la propuesta “Luz Limpia para Todos los Mexicanos” que tiene como objetivo asegurar que todos los mexicanos y las empresas cuenten con energía suficiente, limpia y a costos competitivos.

También propone fortalecer a la CFE a través de la colaboración entre el Gobierno y el sector privado; darle al país la mejor alternativa en términos ambientales con la adopción de múltiples fuentes de energía renovable que reduzcan la dependencia de una única fuente de energía; aprovechar el nearshoring para que lleguen nuevas inversiones, se abran más empresas y se creen más y mejores empleos.

En la presentación participaron el Presidente Nacional de COPARMEX, José Medina Mora Icaza; el Presidente de la Comisión Nacional de Energía, Carlos Aurelio Hernández y el Vicepresidente Nacional de la Sustentabilidad, Jorge Ramírez Hernández.

La propuesta “Luz Limpia para Todos los Mexicanos” forma parte del Acuerdo por un México con Desarrollo Inclusivo que impulsamos en COPARMEX y es producto de meses de análisis y deliberación con expertos y de 8 paneles realizados entre agosto y septiembre de 2023. Eso se tradujo en 8 líneas de trabajo, 31 propuestas específicas y 106 acciones.

Las principales metas son:

La reducción de la pobreza energética en México, con 550 mil personas que puedan tener garantizado el acceso a la energía eléctrica.
Inversión anual para transmisión y distribución de 9 mil millones de dólares, lo que en seis años representaría 54 mil millones.
Inversión para la generación en CFE y en empresas de energía limpia se tiene la meta de 12 mil 600 millones de dólares anuales, con una inversión de 75 mil 660 millones en seis años.
Captar 35 mil millones de dólares en Inversión Extranjera Directa en nuevas inversiones gracias al Nearshoring.

José Medina Mora afirmó que este plan: “es una apuesta por fortalecer los órganos reguladores autónomos, siempre en la colaboración entre el Gobierno y el sector privado, tenemos que tener este diálogo y este trabajo en conjunto. El que no haya energía suficiente, el que esto se traduzca en apagones y que hogares, trabajos, fábricas, escuelas y hospitales se queden sin la posibilidad de dar el servicio, es algo que nos afecta a todos los mexicanos. Nos parece que no debemos seguir sufriendo apagones porque esto es una pérdida para todo el país”.

Por su parte, Jorge Ramírez apuntó que este plan de trabajo está pensado en el beneficio de todos. “Es una propuesta que democratiza la generación eléctrica, propuestas democráticas que nos permitan tener un país que respete el medio ambiente, que busque utilizar los recursos naturales de manera adecuada, pero, sobre todo, que tengamos lo necesario para poder seguir creciendo, desarrollando y ser inclusivos en el país. Nuestro Modelo de Desarrollo Inclusivo busca, precisamente eso, garantizar que utilizando de manera responsable los recursos naturales con los que contamos, logremos empujar el desarrollo”.

Carlos Aurelio Hernández añadió que: “estamos en una situación en donde, de no afrontarlo de manera conjunta, pues vamos a ver cómo va creciendo esta situación de estrés en el mercado. Tenemos un inminente cambio climático, que todos estamos experimentando con las altas olas de calor y que nuestro sistema hoy debería de estar preparado para eso con las inversiones necesarias en generación. Lo que nos parece fundamental es privilegiar el diálogo técnico sobre lo ideológico y (…) poder sacar este gran reto que es nuestro Sistema Eléctrico Nacional y que todos los mexicanos puedan tener luz limpia y para todos sus hogares sin apagones y a precios accesibles”.

Cabe destacar que el Banco Mundial señaló que en 2010 las empresas en México perdieron el 3.4% de sus ventas por los cortes de electricidad. Un ejemplo del daño muy actual lo señala el Consejo Nacional de la Industria Maquiladora y Manufacturera de Exportación de México (Index), que declaró que, por cada hora sin electricidad, se estima la pérdida de alrededor de 200 millones de dólares

Con esta propuesta de “Luz Limpia para Todos los Mexicanos”, en COPARMEX pretendemos democratizar la generación eléctrica, porque no hay nada más incluyente que permitir que los hogares y que las micro y pequeñas empresas generen energía aprovechando, por ejemplo, sus techos para captar y aprovechar la energía solar.

Hacemos un llamado a los candidatos a la Presidencia para que incluyan estas propuestas en su gobierno y de la mano del empresariado, garanticemos el servicio eléctrico para todos los mexicanos.

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Unirac, pionero en estructuras para energía solar, y S-5!, la autoridad líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, anunciaron un nuevo capítulo en su larga asociación el pasado mes de abril en el marco de Solar + Storage México en Guadalajara. Esta colaboración es un movimiento estratégico para simplificar procesos y superar barreras en el camino de la transición energética, facilitando las instalaciones solares.

La alianza abarca varias iniciativas clave que están destinadas a redefinir los estándares en la tecnología de montaje solar. Unirac ha extendido sus certificaciones UL 2703 para integrar las abrazaderas y soportes de S-5!, un requisito de cumplimiento crítico cada vez más demandado por las agencias de permisos. Esta certificación asegura que estas abrazaderas ahora están completamente aprobadas para su uso con el Sistema ASCENDER® y los sistemas SolarMount® de Unirac. Una lista completa de las abrazaderas certificadas de S-5! está disponible en los manuales de instalación de Unirac.

Además, la alianza está dando pasos significativos en la integración tecnológica. Unirac está trabajando activamente para incorporar las soluciones de S-5! en la herramienta de diseño U-Builder™ de Unirac. Esta integración promete simplificar el proceso de diseño de proyectos solares, haciéndola más eficiente y fácil de usar.

Chema Delgadillo, Gerente General de Unirac en América Latina (Latam), dice, “Creemos firmemente que la alineación entre S-5! y Unirac es una combinación perfecta, construida sobre una base de valores compartidos y colaboración innovadora, que asegura una experiencia  inigualable para el cliente y les llevará energía solar de la manera más eficiente, confiable y respetuosa con el medio ambiente.”

La alianza marca un avance significativo en abordar varias necesidades críticas dentro del sector de la energía solar. En primer lugar, asegura el cumplimiento de los nuevos requisitos para que los accesorios de fijación estén integrados en las certificaciones UL2703. Estos requisitos son cada vez más exigidos por las agencias de permisos. Este aspecto de su colaboración garantiza que sus sistemas no solo cumplan con estos estrictos estándares, sino que también proporcionen a los clientes la seguridad y el cumplimiento que necesitan.

“S-5! se destaca como el líder en soluciones de fijación para techos metálicos, con una gama completa de aplicaciones,” continúa Delgadillo. “Su destreza en ingeniería se alinea perfectamente con nuestros propios estándares, creando una combinación poderosa no solo en aspectos técnicos, sino también en los valores compartidos de nuestras culturas corporativas. Al adoptar prácticas sostenibles y cumplir con los códigos líderes de la industria, no solo estamos asegurando la longevidad de las instalaciones solares, sino también construyendo confianza y seguridad entre los clientes.”

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!, añade, “Estamos entusiasmados de llevar nuestra alianza con Unirac a un nuevo nivel, haciéndolo más fácil y eficiente para los diseños de los sistemas FV y los permisos que utilizan sus rieles y nuestras abrazaderas.” Continúa, “Siempre nos hemos esforzado por hacer los procesos de la foma más fácil posible para los instaladores y usuarios finales, proporcionando soporte y datos técnicos de clase mundial. Hemos trabajado con Unirac durante muchos años, por lo que esta asociación fue una elección natural tanto en los EE. UU. como en América Latina.”

Rob Haddock, Fundador y CEO de S-5!, añade, “Dos marcas de primera categoría que se unen para ofrecer soluciones de montaje completamente diseñadas que mejorarán mutuamente a ambas marcas, proporcionando a nuestros usuarios soluciones sostenibles que duran toda la vida de sus inversiones solares. ¡Esta cooperación tiene todo el sentido!”

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Recientemente, los componentes de la serie TNC-G12 de Tongwei se enviaron con éxito a Rotterdam, Países Bajos, lo que demuestra que los productos de Tongwei de esta serie tienen la capacidad de salir al extranjero en lotes.

En el primer trimestre de 2024, las operaciones en el extranjero de componentes de Qualcomm han logrado un progreso significativo.

En febrero, Memodo firmó un acuerdo de suministro de componentes de 300 MW con el principal distribuidor fotovoltaico de Europa, y en abril se entregarán los primeros componentes TNC-G12 a Memodo. Además, los componentes TNC-G12 también se envían a Polonia y se entregan a Solfinity, un socio europeo autorizado.

En el futuro, Tolkien también suministrará componentes de alta eficiencia TNC-G12 y G12R a PVO International para sus proyectos fotovoltaicos en Finlandia.En Latinoamérica, TNC también ha firmado un pedido de 100MW TNC-G12R con sus socios.

El acceso exitoso de los módulos TNC-G12 de Tongwei en el mercado de varios países europeos marca un nuevo avance en el proceso de internacionalización de Tongwei. Logramos la complementariedad de los productos con los servicios localizados mediante la cooperación con los distribuidores excelentes locales de Europa, a fin de proporcionar a los clientes módulos de alta calidad de Tongwei, consolidando y ampliando la participación en mercado europeo.

Velocidad de Tongwei, sólo en 4 días

Recientemente, el primer módulo TNC-G12 de alta eficiencia de Tongwei salió de la línea de producción en la base de Hefei, lo que marcó el comienzo de la era de alta potencia de 700W+ de Tongwei. Solo 4 días después, Tongwei logró una completa producción masiva y entrega rápida de los módulos TNC-G12, demostrando una vez más la velocidad de Tongwei.

En la actualidad, Tongwei está trabajando arduamente para garantizar la entrega de pedidos de productos serie TNC-G12, satisfaciendo las necesidades de los clientes y avanzando el cumplimiento satisfactorio de proyectos posteriores con capacidad de producción eficiente. Durante más de un año después de la inclusión en el eslabón de módulos, Tongwei ha logrado con éxito una producción masiva y entrega de productos competitivos mediante la mejora continua de las tecnologías y los equipos, demostrando una fuerte capacidad de producción y de ejecución estable de entrega.

Líder en tecnología, productos con ventajas evidentes

En el contexto de la neutralidad de carbono global, la generación fotovoltaica se ha convertido en una herramienta crucial para impulsar la transición energética baja en carbono. A pesar de los estrictos estándares de entrada al mercado FV en los Países Bajos, Tongwei, una empresa fotovoltaica líder de China, ha abierto las puertas del mercado neerlandés con las excelentes tecnologías y productos de alta eficiencia, y planea ofrecer más productos FV de alta calidad a los clientes europeos.

Los módulos serie TNC-G12 de Tongwei destacan por las grandes células cuadradas de propia investigación y producción, las células TNC tienen una eficiencia hasta 26,7%, con potencia máxima hasta 720W. Con apoyo de materiales y tecnología de alta calidad en toda la cadena industrial, este módulo ha experimentado mejoras significativas en la salida de potencia, la bifacialidad, el coeficiente de temperatura, entre otros aspectos, mientras con aumento en la generación de energía eléctrica, una reducción del 3% en los costos del balance de sistema (BOS), y una disminución del 1,8% en el costo nivelado de energía (LCOE), contribuyendo así a lograr mayores ingresos.

En cuanto a la fiabilidad y durabilidad, el TNC-G12 también demuestra un excelente desempeño. Se aplica tecnología de embalaje avanzada y materiales de alta calidad, garantizando un funcionamiento estable incluso en condiciones climáticas extremas, ha superado diversas certificaciones regionales y pruebas de diferenciación, y puede adaptarse a distintos ambientes.

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El gobierno de Argentina reconoció públicamente que se saldará la multimillonaria deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) con las generadoras de energía del país por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tras la adhesión de Central Puerto y Pampa Energía, el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunció la adhesión del 100% de las generadoras y petroleras al bono bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38). 

“100 pct de adhesión a la propuesta de cancelación de deuda de CAMMESA correspondiente a las facturas de diciembre y enero. Cabe resaltar la buena predisposición de los empresarios del sector que, entendiendo la situación heredada, adhirieron a la propuesta”, señaló el titular del Palacio de Hacienda a través de redes sociales. 

“El sector energético, que ya mostró un superávit comercial de 2400 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año, tiene un enorme potencial en nuestro país, con un superávit proyectado de 25 mil millones de dólares para el 2030”, agregó. 

El bono AE38 vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota), por lo que las empresas que aceptaron las condiciones planteadas por el Poder Ejecutivo tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente.

Es decir que si bien la deuda acumulada entre diciembre 2023, enero y febrero 2024 oscila $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones), el monto final a emitir será de aproximadamente $600.000.000. Liquidaciones que deberán ser canceladas en cuestión de los próximos diez días hábiles.

Mientras que las liquidaciones de los acreedores del MEM del mes de febrero de 2024 serían canceladas con fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización.

Esta decisión llegó pocas semanas después de que la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) enviara una nota a Caputo expresando rechazo a la forma de pago de la deuda que mantiene CAMMESA, aunque en aquel entonces se dejó en claro que la situación dependería de lo que cada generador decida y también de la respuesta del gobierno.

“Las diferencias existen y esto no arregló nada. Al contrario, las empresas se vieron muy presionadas y seguramente obligadas a firmar por no tener un conflicto mayor con el gobierno. De todas maneras todos los males no se remediaron. La acción daña la seguridad jurídica y las futuras inversiones, además que nadie sabe que puede venir más adelante”, manifestaron fuentes cercanas del sector en conversación con Energía Estratégica. 

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Estados Unidos enfrentó importantes alertas por clima severo durante esta semana. Iowa fue el estado más afectado por el impacto de tornados de envergadura, que en la tarde del día martes 21 de mayo arrasaron con todo a su paso.

Tres parques eólicos estuvieron entre las instalaciones que se vieron dañadas por lo que estudios iniciales indican que podrían haber sido tornados EF-3 en la escala Fujita, con vientos entre 136–165 mph / 219–266 km/h.

MidAmerican Energy, subsidiaria de Berkshire Hathaway Energy, reportó la baja de cinco aerogeneradores en su Parque Eólico Orient (520,9 MW) y uno adicional en su Parque Eólico Arbor Hill (326 MW). En ambos casos, se trataría de turbinas Vestas modelo V110-2.0 MW®.

Por su parte, RPM Access, productora de energía independiente, habría sufrido el destrozo de cuatro aerogeneradores en su Parque Eólico Prescott, también de marca Vestas pero el modelo, en este caso, sería V150-4,2 MW®.

Desde Vestas informaron a medios locales que varias de sus turbinas registraron vientos de más de 100 mph  o 160 km/h  antes de que los sensores dejaran de comunicarse.

Las redes sociales estallaron por los videos que circularon con tomas apocalípticas de tornados destruyendo molinos eólicos de más de 80 metros de altura como si fuesen escarbadientes.

Entre ellas, las grabadas por Reed Timmer, un cazador de tormentas y meteorólogo, capturan lo que el especialista describió como un tornado de «acción de vórtice de succión helicoidal» que atravesaba el sitio de uno de aquellos parques eólicos en Iowa.

A tres días de los hechos, Iowa -proclamado en estado de emergencia por desastres- atraviesa una nueva alerta pero ahora por inundaciones, de acuerdo con el Servicio Meteorológico Nacional, mientras busca su recuperación de la situación crítica en la que lo dejaron los tornados del pasado martes.

Tal es así que, los equipos de trabajo en los parques eólicos afectados retomaron las actividades en estos días para restaurar los componentes del sistema y volver a poner buena parte de la capacidad instalada en operación.

«Partes de los parques están en operación por todas las turbinas que hemos podido inspeccionar y limpiar hasta este momento», confirmó Tina Hoffman, vicepresidenta de comunicaciones corporativas de MidAmerican Energy, en exclusiva para Energía Estratégica.

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Días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó para comentarios un borrador por el cual se establecen los límites máximos de potencia y dispersión de a la regulación de autogenerador y generador distribuido colectivos.

Se trata de la continuidad a la reglamentación parcial que se expidió en el mes de diciembre con el Decreto 2236 de 2023 y está alineado a las resoluciones que recientemente fueron expedidas por la UPME para el RUCE y los criterios de focalización, junto con las que publicó el Ministerio de Minas para la autogeneración y productor marginal virtual.

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Según pudo saber Energía Estratégica, la propuesta de la UPME ha sido calificada por expertos como un avance significativo para el sector de las energías renovables en Colombia.

Uno de ellos fue Hemberth Suárez Lozano, Abogado y Socio fundador de OGE ENERGY, quien en diálogo con este medio destaca: “El borrador es muy positivo para las energías renovables no convencionales y es un hito en la historia de las energías y de la regulación sobre Autogeneración que siempre fue individual y ahora pasa a ser para beneficio de un número plural de usuarios. Hay 100 % de probabilidades de que se apruebe”.

En otras palabras, este cambio permitirá que un gran número de usuarios puedan beneficiarse de la producción de energía renovable, lo cual fomenta una mayor adopción de estas tecnologías y promueve la sostenibilidad energética en el país.

Principales cambios en la regulación

De acuerdo a Suarez Lozano, el borrador de la UPME fija nuevas reglas para la venta de excedentes e introduce nuevas pruebas para la aprobación de la conexión, lo cual requiere una actualización de los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación de Energía.

De esta forma, el experto espera que estos cambios tengan un impacto significativo en el mercado energético colombiano tales como:

− Más negocios en la construcción, administración, operación y mantenimiento de activos productores de energía, lo cual significará un aumento de la generación de energías renovables no convencionales como la eólica y la orgánica, sumada a la solar fotovoltaica;

− Modificaciones en las políticas de financiación por parte de entidades bancarias dado que esto implica la inversión en más activos;

− Incremento en las solicitudes de asignación de capacidad y conexión ante el Operador de Red;

− Alteraciones en las cláusulas de los contratos.

Por todo lo expuesto, el especialista subraya que esta propuesta «no solo facilita la implementación de recursos energéticos distribuidos, sino que también reduce la dependencia de la red nacional».

«Esto aliviará el Sistema Interconectado Nacional y permitirá una reducción en los precios de la energía para los consumidores que utilicen autogeneración y producción marginal. Además, promoverá un sistema energético más sostenible y eficiente», concluye.

La entrada Califican al borrador de la UPME de autogeneración como un “hito positivo” para las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Paraguay continúa afinando detalles para la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico del país, que se ubicará en Chaco Central y permitirá diversificar la matriz eléctrica del país. 

Si bien se esperaba que la convocatoria estuviera en el primer cuatrimestre del corriente año, una serie de factores vinculadas al precio de referencia y plazos del contrato de compra – venta de energía generaron demoras en el proceso, por lo que desde el Poder Ejecutivo anunciaron que estará en las próximas semanas. 

“En menos de un mes saldremos con la licitación del primer parque solar en Paraguay. A final de junio tenemos el desafío de tener lista la licitación, que también se dará a medida que la Ruta Bioceánica signifique un factor de desarrollo en Chaco Central”, aseguró Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

“Tenemos el desafío de sostener esa alternativa, sobre todo con la energía fotovoltaica. Entonces ese energético que hoy no consumimos dentro de la matriz, puede significar una fuente de generación de energía eléctrica importante para sostener el incremento de la demanda”, agregó.

El parque fotovoltaico a subastar finalmente tendrá 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto) y su instalación tendrá un costo aproximado de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia, según cálculos realizados por la Administración Nacional de Electricidad (ANDE). 

En principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).  

La ley marca un plazo de suministro de 15 años, pero desde la Vocería de Gobierno del Paraguay informaron que buscarán extender ese período de contrato PPA hasta 30 años entre la ANDE y los generadores, cogeneradores, transportistas y exportadores de energías renovables no convencionales. 

“El objetivo es asegurar mayor interés de parte de inversionistas que operan en el sector eléctrico y mayor diversificación de proyectos de generación”, explicaron manifestaron desde la Vocería Presidencial.

“Los inversionistas en ERNC apuntan que el tiempo debería ser mayor a 15 años, considerando que ese plazo es corto para los inversionistas y que la tarifa resultante de la licitación solar sea más competitiva. Por lo que se enviará al Poder Ejecutivo para modificar el artículo afectado y pasar de 15 a 30 años de licencia y del contrato PPA con la ANDE”, complementó Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad. 

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Enel México, empresa con una trayectoria de más de 15 años en el país y presencia en tres estados de la República, se posiciona como el principal operador de energías renovables de México con 3000 MW de capacidad total gestionada proveniente de 19 proyectos. 

En atención a la nueva ola de nearshoring que está atravesando el mercado, la empresa analiza nuevas oportunidades de negocios mediante productos y servicios integrados para todas aquellas empresas que buscan relocalizarse. 

“Las empresas que lleguen aquí al país por esta ola de nearshoring van a necesitar forzosamente energía verde y van a necesitar ser más eficientes, entonces tenemos que aprovechar toda la experiencia de otros países y buscar que las renovables sean realmente el protagonista de esta ola del nearshoring”, señaló Lorena Martínez, Head Regulatorio e Institutional Affairs de Enel México. 

Durante su participación en el primer evento de Future Energy Summit (FES) en México, Lorena Martínez advirtió que el aumento de la demanda eléctrica que provocarían las actividades productivas de las empresas que ingresen al país requeriría más energía disponible que lo que indican los últimos pronósticos de expansión de la generación. 

“Si se detona este fenómeno del nearshoring, la capacidad instalada en renovables proyectada en el último PRODESEN para el 2030 se tendría que triplicar”, indicó Martínez.  

El último Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2023-2037 estima que entre 2023 y 2026 se interconecten 22,774 MW; de los cuales, 30.58% sería solar de gran escala, 9.18% solar GD, 2.27% hidro y 2.27% eólicos. Y, del periodo 2027 a 2037 se calcula una adición de 46,138 MW; de allí, el 37.06% sería solar de gran escala, 14.04% solar GD, 8.72% hidro, 8.65% eólica.

Aquellas cifras, parte Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de las Centrales Eléctricas (PIIRCE) del PRODESEN, dan cuenta del gran potencial e interés de desarrollar principalmente proyectos fotovoltaicos, identificando en el orden de 24 GW fotovoltaicos en gran escala y 8.5 GW en generación distribuida al 2037.  

Para llevar a cabo este volumen de proyectos e incluso tripicarlos, Martínez consideró que sería preciso una colaboración público privada que permita el despliegue no sólo de estos nuevos proyectos en generación, sino además de infraestructura de red. 

“Hay que buscar, de la mano con el sector público, mecanismos para poder detonar el despliegue de infraestructura y de inversiones. Entonces, creo que es importante aprovechar este fenómeno [de nearshoring] pero hacer a las energías renovables verdaderamente el protagonista”, enfatizó Lorena Martínez, Head Regulatorio e Institutional Affairs de Enel México. 

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Trina Solar presentará sus módulos Vertex S425 W en el próximo Webinar de la empresa desarrolladora de energía renovable, distribuidor y proveedor de soluciones energéticas, BayWa r.e, este 6 de junio de 2024, a las 10:00hrs (horario centro de Colombia) mediante la plataforma Teams.

El evento busca acercar a empresas de instalación fotovoltaica, profesionales de la energía e interesados de la industria, la última tecnología de estos paneles solares, lanzados por primera vez al mercado, en marzo de 2022, en Australia.

Los asistentes aprenderán de la mano de expertos sobre la eficiencia y potencia de generación de los módulos, cuáles son sus criterios de diseño, su compatibilidad con sistemas de montaje e inversores y su rendimiento y garantía.

Los módulos Vertex S 425W son perfectos para múltiples proyectos fotovoltaicos. Su diseño compacto les permite alcanzar una eficiencia máxima de 21,3% y una tolerancia positiva de 0/+5W, con tecnología de interconexión de alta densidad. Su tamaño compacto y su bajo peso permite un fácil manejo, y con ello, reduce costes de instalación gracias a su flexibilidad de montaje.

Este webinar forma parte de una serie de conversaciones que realiza la empresa BayWa r.e. para dar a conocer las últimas tecnologías de la industria energética global y abrir el dialogo entre expertos e interesados sobre las demandas del mercado. Además, de permitir un espacio de aprendizaje gratuito y accesible.

En esta oportunidad, en representación de Trina Solar, expondrá Israel Sánchez, Product Manager Latam de la compañía y experto en diseño, instalación y mantenimiento de plantas fotovoltaicas.

“Para Trina Solar es sumamente importante acercar las últimas tecnologías que hemos diseñado, sobre todo, aquellas que son compactas y de fácil manejo para nuestros usuarios, como son los módulos Vertex S 425W.

Agradecemos la oportunidad que brinda BayWa r.e. para educar y crear espacios para conversar con quienes tienen la opinión más valiosa para nosotros: nuestros clientes”, señaló Sánchez.

¿Cómo puedo participar?

Si te interesa ser parte de este webinar, debes registrarte en el sitio web del evento, creado por BayWa r.e mediante Microsoft Teams, ingresando aquí.

La entrada Trina Solar acerca sus paneles compactos de última tecnología en Webinar de BayWa r.e” se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Martín Federico Brandi como el nuevo presidente. En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2023-2024, el actual CEO en PCR fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la 1º Vicepresidencia Bernardo Andrews, CEO de Genneia y anterior presidente de la Cámara, y en la 2º Vicepresidencia, Ruben Omar Lopez, director de Energías Renovables en Central Puerto.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2023.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Jorge Ravlich, gerente de Planeamiento y Desarrollo de Negocios Eléctricos y Renovables en YPF LUZ, como Secretario y a Sebastián Roberto Lanusse, director operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

El nuevo Presidente, Martín Federico Brandi expresó: “Me siento honrado y entusiasmado de asumir la Presidencia de la CEA.” También remarcó “es fundamental implementar acciones concretas tanto a nivel global como local para impulsar el sector renovable y capturar oportunidades de crecimiento. La inversión en infraestructura eléctrica es crucial para toda la economía, no solo para las renovables. En Argentina, existe una alta correlación entre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica y el crecimiento económico. La falta de infraestructura eléctrica compromete la seguridad del abastecimiento y pone trabas al crecimiento económico.”

De esta manera, la CEA seguirá trabajando incansablemente, como lo ha venido haciendo, para fomentar las oportunidades de crecimiento económico e impulsar el crecimiento de la matriz energética renovable en el país. 

La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera: 

Presidente: Martín Federico Brandi (PCR)

Vicepresidente 1º: Bernardo Andrews (Genneia)

Vicepresidente 2º: Ruben Omar Lopez (Central Puerto) 

Secretario: Jorge Ravlich (YPF Luz)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Andres Gismondi (Vestas), Gabriel Vendrell (Aluar), Rodolfo Freyre (PAE), Diego Lopez Cuneo (Hychico), María Veronica Barzola (Goldwind), Martín Parodi (Total Energies), Ivan Duronto (AES), Marcos Cardacci (Nordex), Gastón Guarino (Gri Calviño) 

Vocales Suplentes: Lucas Méndez Trongé (PCR), Gustavo Castagnino (Genneia), Adrían Salvatore (Central Puerto), Mariana Iribarne (YPF Luz), Angel Horacio Antelo (Grupo Frali), Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas), Javier de Oromi Escalada (Aluar), Cristian Sebastián Puyol (PAE), Pilar Delgado (Hychico), Fernando Errea (Goldwind), Emilia Strunz (Total Energie), Martín Genesio (AES), Pablo Urban (Nordex), Antonio Barbarbosa (Gri Calviño). 

Revisor de Cuentas Titular: Martin Jue (PAE)

Revisor de Cuentas Suplente: Francisco Caramelo (PAE)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

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En un escenario donde la capacidad instalada de energía solar en Panamá ya supera los 107 MW, la empresa Nsolar, de capital nacional, marca un hito significativo al convertirse en la primera compañía en obtener la distinguida certificación internacional B Corporation.   

La certificación B Corporation (o Corporación B) se obtiene con el cumplimiento de rigurosos estándares sociales y ambientales, de gobernanza, transparencia y responsabilidad.    

Nsolar, miembro fundador de la Cámara Panameña de Energía Solar, no solo destaca su liderazgo en materia de sostenibilidad, sino también su contribución al crecimiento y desarrollo de la industria solar en la región.

«Para nosotros en Nsolar, ser una empresa implica más que buscar ganancias financieras; se trata de un balance, ambiental y social tener un impacto positivo en la sociedad.   Por ello, decidimos gestionar esta certificación, ya que, desde nuestros inicios en 2014, la responsabilidad social ha sido parte de nuestro ADN.» -afirmó Juan Carlos Arango, Director Comercial de Nsolar, al recibir el reconocimiento.

Por su parte, la Directora de Sistema B en América Central y El Caribe Elisa Patiño, destacó la satisfacción de entregar la primera certificación de B Corporation en toda la República de Panamá.   Al ser pioneros en este logro, se espera servir de modelo e inspiración para otras empresas del sector, impulsando así un cambio positivo en el panorama empresarial y social de la región.  

La industria solar no solo representa un valor económico significativo en Panamá, al impulsar la creación de empleo y la generación de energía limpia, sino que también contribuye de manera sustancial al beneficio social, al fomentar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y promover un entorno más sostenible y saludable para las comunidades locales.

La obtención de la certificación B Corporation de Nsolar es un testimonio del compromiso del sector de las Empresas pertenecientes a la Cámara Panameña de Energía Solar, con la sostenibilidad y la responsabilidad social corporativa, sentando un precedente para futuras empresas que deseen seguir su ejemplo en la promoción de un desarrollo empresarial más ético y consciente del entorno.

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El hidrógeno verde (H2V) se está posicionando como una prometedora alternativa de energía limpia en todo el mundo por su capacidad de descarbonizar sectores altamente contaminantes tales como la agricultura, minería y transporte. 

Si bien es una tecnología que aún se encuentra en sus etapas iniciales, teniendo en cuenta el alto potencial eólico y solar de América Latina, la comunidad científica elabora constantemente rigurosos estudios que evalúan su viabilidad económica y crece el interés de inversores por montar proyectos piloto en esta región.

En efecto, países como Chile, Brasil y Colombia, son los más avanzados en esta carrera por ser pioneros en la industria de hidrógeno verde. Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Agencia Internacional de Energía (IEA) publicó un reporte (modificado al 23 de enero del 2024) donde indica que existen 15 plantas de hidrógeno verde en operación en Latinoamérica.

De dichos proyectos, 6 se encuentran en Chile, 4 en Colombia, 2 en Brasil, y los 3 restantes se encuentran en Argentina, Perú y Costa Rica, respectivamente.

Según H2LAC, la plataforma colaborativa para el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en América Latina y el Caribe, la planta más grande, antigua y representativa de Sudamérica es la de Industrias Cachimayo (Grupo Enaex) ubicada en Perú.  Ésta, actualmente, produce alrededor de 8.6 toneladas de H2V al día.

La planta Cachimayo opera desde 1965 y es la única planta local de producción de nitrato de amonio grado ANFO, con una capacidad de producción de 36 Mton/año.  Originalmente era alimentada mediante energía hidroeléctrica y más recientemente, suscribió un PPA renovable de energía certificada mediante la adquisición de certificados REC. La planta industrial de amoniaco usa el hidrógeno verde con 25 MWe de consumo aproximado en electrolizadores.

A pesar de estar más atrasado que sus pares latinoamericanos en cantidad de proyectos, el pasado 23 de marzo, el gobierno peruano promulgó la Ley de Fomento al Hidrógeno Verde (Ley N° 31992), la cual fue recibida por expertos del sector como la normativa más “ambiciosa” de Latinoamérica en cuanto a objetivos e incentivos.

Esta regulación recae en los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374,  y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

En este escenario, Pool Suarez, experto del sector, destacó en sus redes sociales: «El desafío está en la mesa. Con esta ley, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo objetivo de 1 USD/kg de H2V, y reemplazar el 100% de los combustibles fósiles en industrias como el acero y el cemento para el 2050». 

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Y agregó: “No obstante, esto requiere una acción coordinada y decisiva. Es crucial definir un enfoque claro y decidido sobre qué vector energético se va a priorizar en el futuro, buscando siempre la competitividad. Para ello, es esencial que tanto el gobierno, como la demanda y la oferta hagan su parte”.

De acuerdo al experto, además de la planta de Industrias Cachimayo, los esfuerzos más significativos de Perú se han centrado en la industria, con ejemplos como: el de Colbun S.A que recientemente inauguró una planta de hidrógeno con capacidad de 8,000 m³ al año, e iniciativas de empresas como Verano Energy, Anglo American y Repsol que también están apostando por el desarrollo del H2V en el país.

El camino a seguir

Bajo esta premisa, el hidrógeno verde presenta una oportunidad única para que Perú transforme su matriz energética y se convierta en un líder regional en energías limpias. Con la Ley de Fomento al H2V, el país ha dado un paso significativo, pero el verdadero desafío radica en la implementación efectiva y la colaboración entre todos los actores involucrados.

La competitividad en el mercado global de hidrógeno verde dependerá de la capacidad de Perú para desarrollar su infraestructura, atraer inversiones y fomentar la innovación tecnológica. 

Según Suarez, la visión de desplegar hasta 12 GW de electrólisis es ambiciosa pero alcanzable si se alinean correctamente los esfuerzos y recursos.

“Estamos de vuelta para seguir generando conocimiento en el mercado de energía en Latam, promoviendo un futuro más limpio y sostenible”, concluyó.

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JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, se mantiene en la élite de fabricantes TOP 3 de módulos, con más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023.

Desde sus 14 fábricas y más de 5000 colaboradores alrededor del mundo, cubre 165 países y regiones. En el continente americano, cuenta con un equipo en crecimiento atento a la evolución de los mercados locales.

“Hemos incrementado nuestra huella. Hace dos años atrás, teníamos oficinas en Estados Unidos, México, Brasil y Chile. Actualmente, también estamos en Panamá, Colombia, Perú y Argentina”, señaló Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Durante su participación en el webinar denominado “Paneles solares certificados: Desmitificando las normas IEC 61215 y 61730”, la referente de JA Solar señaló grandes hitos de la compañía y se refirió a cómo promueve altos estándares de certificación para módulos fotovoltaicos.

Entre los grandes diferenciales, destacó que este fabricante es reconocido como TOP Performer por PVEL y RETC, laboratorios de pruebas destacados; como TOP Brand por EUPD Research, agencia que realiza encuestas de satisfacción de usuario, y que están certificados por UL y TUV.

Un dato que no pasó desapercibido es que adicional a los laboratorios de terceros, JA Solar apostó por un laboratorio propio certificado con la ISO 17025-CNAS donde lleva a cabo pruebas inhouse de acuerdo con las normas IEC 61215 y IEC 61730.

¿Por qué se aboca a esto? JA Solar sigue elevando la vara de calidad y seguridad en la industria, que junto a la eficiencia e innovación que ofrecen en sus productos, contribuyen a la madurez y competitividad del sector.

Al respecto, Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar, se refirió a la importancia de estas normas para evaluar la resistencia mecánica, el desempeño eléctrico y la durabilidad de los módulos fotovoltaicos.

“La International Electrotechnical Commission (IEC) presenta una secuencia de pruebas diseñadas para determinar las características eléctricas y térmicas del módulo y demostrar que el módulo es capaz de resistir la exposición prolongada en climas exteriores generales, así como pruebas para verificar la seguridad de los módulos fotovoltaicos”, indicó Victor Soares.

Entre las pruebas que abordó el especialista durante el webinar detalló en qué consiste la Prueba de estabilización (MQT 19), Prueba de electroluminiscencia (MQT 01/MST 01), Pruebas de rendimiento energético (MQT 02/MST 03), Prueba de aislamiento eléctrico (MQT 03/MST 04), Prueba de coeficientes de temperatura (MQT 04), Prueba de rendimiento de baja irradiancia (MQT 07), Prueba de exposición externa (MQT 08), Pruebas de puntos calientes (MQT 09), Prueba de acondicionamiento en frío (MST 55), Prueba de calor y humedad (MQT 13), Prueba de resistencia a la carga mecánica (MQT 16), Teste de impacto de granizo (MQT 17), Prueba de ruptura de módulos (MST 32), Prueba de erosión/oxidación (niebla salina), Prueba de impacto de bola de acero, entre otros.

¿Cuáles son los resultados de los ensayos y simulaciones más exigentes por caída de granizo y/o piedras de vandalismo? ¿Es recomendable cambiar el módulo solar, si queda agrietado el vidrio del panel por algún golpe pero sigue funcionando? ¿Se debe cambiar todo el módulo o se puede reemplazar solo el vidrio? Fueron algunas preguntas respondidas por los especialistas a la audiencia que siguió la transmisión en vivo del webinar en YouTube y LinkedIn.

Conoce más sobre las normas IEC 61215 y IEC 61730, sus certificaciones asociadas y casos prácticos que dan cuenta de su importancia en módulos fotovoltaicos, en el video del webinar que continúa disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

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